COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS
DOS ESTADOS UNIDOS
Washington, D.C. 20549
FORMULÁRIO 20-F
DECLARAÇÃO DE REGISTRO EM CONFORMIDADE COM O ARTIGO 12(b) OU (g) DA SECURITIES EXCHANGE ACT DE 1934
OU
RELATÓRIO ANUAL EM CONFORMIDADE COM O ARTIGO 13 OU 15(d) DA LEI DE VALORES
MOBILIÁRIOS (SECURITIES EXCHANGE ACT) DE 1934
Para o exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2016
OU
RELATÓRIO DE TRANSIÇÃO EM CONFORMIDADE COM O ARTIGO 13 OU 15(d) DA SECURITIES EXCHANGE ACT DE 1934
OU
RELATÓRIO DE SHELL COMPANY EM CONFORMIDADE COM O ARTIGO 13 OU 15(d) DA SECURITIES EXCHANGE
ACT DE 1934
Número de Registro na Comissão: 001-34129
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. -
ELETROBRAS (razão social exata da declarante, conforme especificado em seu estatuto social)
BRAZILIAN ELECTRIC POWER COMPANY
(tradução da razão social de registro em inglês)
República Federativa do Brasil
(foro de constituição)
Avenida Presidente Vargas, 409, 9o andar, Edifício Herm. Stoltz - Centro, CEP 20071-003, Rio de Janeiro, RJ, Brasil
(endereço dos principais diretores executivos)
Armando Casado de Araujo
Diretor Financeiro (CFO) e Diretor de Relações com Investidores (CIRO)
(55 21) 2514-6435 - [email protected]
Avenida Presidente Vargas, 409, 13º andar,
20071-003 - Rio de Janeiro - RJ - Brasil
(Nome, telefone, e-mail e/ou número de fax e endereço da pessoa de contato da empresa)
Títulos registrados ou a serem registrados em conformidade com o artigo 12(b) da Lei:
Título de cada classe Nome de cada bolsa de valores em que estão registradas
Ações Depositárias Americanas, consubstanciadas por
Recibos Depositários Americanos, cada uma
representando uma Ação Ordinária
Bolsa de Valores de Nova York
Ações Ordinárias, sem valor nominal * Bolsa de Valores de Nova York
Ações Depositárias Americanas, consubstanciadas por
Recibos Depositários Americanos, cada uma
representando uma Ação Preferencial de Classe B
Bolsa de Valores de Nova York
Ações Preferenciais, sem valor nominal * Bolsa de Valores de Nova York
* Não para negociação, somente em relação ao registro das Ações Depositárias Americanas conforme as exigências da SEC.
Títulos registrados ou a serem registrados em conformidade com o artigo 12(g) da Lei: Não há.
Títulos aos quais há obrigação de apresentação de relatório em conformidade com o artigo 15(d) da Lei: Não há.
O número de ações em circulação de cada uma das classes de ações de capital ou ações ordinárias da emitente em 31 de dezembro de 2016 era:
1.087.050.297 Ações Ordinárias
146.920 Ações Preferenciais Classe A
265.436.883 Ações Preferenciais Classe B
Assinale com um “x” se a declarante é uma emitente conhecida e de boa reputação, conforme definido na Regra 405 do Lei de
Valores Mobiliários.
Sim Não
Se este relatório for um relatório anual ou de transição, assinale com um “x” se a declarante não é obrigada a apresentar relatórios em
conformidade com o artigo 13 ou 15(d) da Lei de Valores Mobiliários de 1934.
Sim Não
Assinale com um “x” se a declarante (1) apresentou todos os relatórios que devem ser apresentados conforme o Artigo 13 ou 15(d) da
Lei de Valores Mobiliários de 1934 durante os últimos 12 meses (ou outro período menor no qual a declarante foi obrigada a
apresentar os relatórios), e (2) foi submetido às exigências de registro nos últimos 90 dias
Sim Não
Assinale com um “x” se a declarante apresentou eletronicamente e postou em seu site corporativo, se houver, todos os Arquivos de
Dados Interativos que deve ser apresentado e postado nos termos da Regra 405 do Regulamento S-T (§232.405 deste capítulo) durante
os últimos 12 meses (ou outro período no qual a declarante foi obrigada a apresentar e postar os arquivos).
Sim Não
Assinale com um “x” se a declarante é uma Grande Protocolador Acelerado, Protocolador Acelerado, Não Protocolador Acelerado ou
Empresa de Crescimento Emergente. Veja as definições de “grande protocolador acelerado”, “protocolador acelerado”, e “empresa de
crescimento emergente” na Regra 12b-2 da Lei de Valores Mobiliários. (Assinale uma):
Grande protocolador acelerado
Protocolador acelerado
Não protocolador acelerado Empresa de crescimento emergente
Se for uma empresa de crescimento emergente que prepara suas demonstrações financeiras de acordo com o US GAAP, assinale se o
registrante optou por não utilizar o período de transição estendido para cumprir com quaisquer normas contábeis novas ou revisadas*
fornecidas de acordo com a Seção 13(a) da Lei de Valores Mobiliários.
* O termo “normas contábeis novas ou revisadas” refere-se a qualquer atualização publicada pelo Conselho de Normas Contábeis
Financeiras para sua Codificação de Normas Contábeis depois de 5 de abril de 2012.
Assinale com um “x” qual o regime contábil adotado pela declarante para elaborar as demonstrações financeiras incluídas neste registro:
U.S. GAAP IFRS Outro
Assinale com um “x” qual item da demonstração financeira a declarante optou por seguir.
Item 17 Item 18
Se este for um relatório anual, assinale com um “x” se a declarante é uma empresa de gaveta (conforme definido na Regra 12b 2 da
Lei de Valores Mobiliários.).
Sim Não
ÍNDICE Página
ITEM 1. IDENTIDADE DOS CONSELHEIROS, ALTA ADMINISTRAÇÃO E CONSULTORES 7
ITEM 2. ESTATÍSTICAS DA OFERTA E CRONOGRAMA ESPERADO 7
ITEM 3. INFORMAÇÕES PRINCIPAIS 7
ITEM 4. PANORAMA GERAL 34
ITEM 4A. COMENTÁRIOS NÃO RESOLVIDOS DE FUNCIONÁRIOS 96
ITEM 5. REVISÃO OPERACIONAL E FINANCEIRA E PERSPECTIVAS 96
ITEM 6. CONSELHEIROS, ALTA ADMINISTRAÇÃO E FUNCIONÁRIOS 128
ITEM 7. ACIONISTAS MAJORITÁRIOS E TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS 133
ITEM 8. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS 135
ITEM 9. OFERTA E LISTAGEM EM BOLSA 143
ITEM 10. INFORMAÇÕES ADICIONAIS 154
ITEM 11. DIVULGAÇÕES QUANTITATIVAS E QUALITATIVAS SOBRE OS RISCOS DE MERCADO 168
ITEM 12. DESCRIÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS, QUE NÃO TÍTULOS DE PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA 169
ITEM 13. INADIMPLEMENTO, DIVIDENDOS A PAGAR E MORA 169
ITEM 14. MODIFICAÇÕES SUBSTANCIAIS NOS DIREITOS DOS DETENTORES DE TÍTULOS E NO USO
DOS RECURSOS 170
ITEM 15. CONTROLES E PROCEDIMENTOS 170
ITEM 15T. CONTROLES E PROCEDIMENTOS 172
ITEM 16A. PERITO FINANCEIRO DO CONSELHO FISCAL 172
ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA 172
ITEM 16C. PRINCIPAIS HONORÁRIOS E SERVIÇOS CONTÁBEIS 172
ITEM 16D. ISENÇÃO DOS PADRÕES DE LISTAGEM PARA OS CONSELHOS FISCAIS 173
ITEM 16E. AQUISIÇÕES DE TÍTULOS DE PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA PELO EMITENTE E PELOS
COMPRADORES AFILIADOS 173
ITEM 16F. MUDANÇA DE CONTADOR CERTIFICADO DA REQUERENTE 173
ITEM 16G. GOVERNANÇA CORPORATIVA 173
ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS 174
ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS 174
ITEM 19. ANEXOS 174
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS F-1
ANEXOS
ANEXO 3.2 ESTATUTOS
ANEXO 8.1 SUBSIDIÁRIAS DA ELETROBRAS
ANEXO 12.1 CERTIFICAÇÃO
ANEXO 12.2 CERTIFICAÇÃO
ANEXO 13.1 CERTIFICAÇÃO EM CONFORMIDADE COM 18 U.S.C. SEÇÃO 1350, ADOTADA DE ACORDO COM A
SEÇÃO 906 DA LEI SARBANES-OXLEY DOS EUA DE 2002
ANEXO 13.2 CERTIFICAÇÃO EM CONFORMIDADE COM 18 U.S.C. SEÇÃO 1350, ADOTADA DE ACORDO COM A
SEÇÃO 906 DA LEI SARBANES-OXLEY DOS EUA DE 2002
APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS E OUTRAS INFORMAÇÕES
Neste relatório anual, a não ser que seja indicado ou que o contexto requeira, todas as referências a “nós”, “nosso” ou termos
semelhantes se referem a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras e suas controladas.Preparamos nossas demonstrações
financeiras anuais consolidadas em conformidade com as Normas Internacionais de Contabilidade (“IFRS”) editadas pelo International Accounting Standards Board (“IASB”).
Para fins estatutários, tais como a apresentação de relatórios aos nossos acionistas localizados no Brasil e a determinação de
pagamentos de dividendos, outras alocações de lucros e responsabilidades fiscais no Brasil, elaboramos também, conforme exigido, as
demonstrações financeiras estatutárias consolidadas e da controladora em conformidade com as práticas contábeis adotadas no Brasil e
com as IFRS editadas pela IASB, que devem apresentadas à Comissão de Valores Mobiliários (CVM) dentro de três meses após o
encerramento do exercício aprovado pela nossa assembleia ordinária geral de acionistas para cumprir a Lei das Sociedades Anônimas.
Como tivemos que adiar a apresentação das demonstrações financeiras de 2015 e 2014 incluídas neste documento até que
estivéssemos aptos para quantificar os efeitos da Investigação Independente, conforme explicado no Item 4.E “Conformidade”, nossas
demonstrações financeiras aqui incluídas neste documento e nossa demonstração financeira estatutária possuem data diferente de
autorização para emissão, resultando em diversos eventos sendo registrados em períodos diferentes nesses dois conjuntos de
demonstrações financeiras. Como as demonstrações contábeis consolidadas para fins estatutários foram emitidas no Brasil antes da
data em que protocolamos nossos relatórios anuais no Formulário 20-F para 2014 e 2015, esses eventos foram registrados em períodos
diferentes daqueles considerados para fins das demonstrações financeiras incluídas neste documento. Nossas demonstrações
financeiras consolidadas de 2014 e 2015 incluídas neste documento incluem a contabilidade de três eventos subsequentes que
possuem um impacto quantitativo conforme a Norma IAS 10 - Eventos Subsequentes, uma vez que forneceram evidências de
condições que existiram na data do relatório. Em primeiro lugar, nossas demonstrações financeiras de 2014 e 2015 incluídas neste
documento demonstram as conclusões da Investigação Independente que resultaram, respectivamente, em custos de R$ 195,127 e R$
15.996 milhões que foram indevidamente capitalizados aos nossos ativos, e uma reversão das perdas registradas de R$ 132,443 e R$
11.514 milhões, respectivamente. Da mesma forma, em 2014, nós reconhecemos uma perda de R$ 91,464 milhões em nossos
resultados de investimentos pelo método de equivalência patrimonial relativo à SPE Norte Energia S.A., conforme mencionado na
Nota 4.XI das demonstrações financeiras. Em segundo lugar, na época em que apresentamos nossas demonstrações financeiras
estatutárias de 2014 à CVM em 30 de março de 2015, havíamos feito algumas estimativas com relação ao valor de algumas demandas
em face de nós com relação ao componente de inflação nas contingências de empréstimos compulsórios. No quarto trimestre de 2015
houve uma decisão adversa pelo Supremo Tribunal Federal exigindo que revisássemos e acrescentássemos R$ 4,141 bilhões às nossas
estimativas com relação a este assunto. Esta provisão adicional foi registrada como um ajuste de evento subsequente em nossas
demonstrações de 2014 incluídas neste relatório anual. Em terceiro lugar, nossas demonstrações financeiras de 2014 incluídas neste
documento demonstram a reversão de uma provisão de R$ 1,1 que havíamos registrado em nossas demonstrações financeiras
estatutárias de 2015 apresentadas à CVM em virtude da decisão judicial de novembro de 2015 que concedeu o mérito do conflito de
pedido de reembolso de ICMS (imposto sobre circulação de mercadorias e serviços) em favor de nossa subsidiária Amazonas D, como
um ajuste de evento subsequente que trouxe informações sobre fatos e circunstâncias existentes em 31 de dezembro de 2014. Em
nossas demonstrações financeiras estatutárias apresentadas à CVM, demonstramos o segundo e terceiro ajustes acima em nossas
demonstrações financeiras de 2015, sendo o primeiro reconhecido em nossas demonstrações financeiras estatutárias de 2016
apresentadas à CVM. Não consolidamos ou ajustamos nossas demonstrações financeiras de 2014 ou 2015 apresentadas à CVM no
Brasil, que fazem referências às suas respectivas datas de autorização para emissão. Como fizemos alguns ajustes nas nossas
demonstrações financeiras consolidadas de 2014 e 2015 incluídas neste relatório com relação à Investigação Independente e em alguns
eventos subsequentes que foram refletidos em nossas contas estatutárias para 2016, nossas demonstrações financeiras consolidadas
incluídas aqui e para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2016 também diferem de nossas demonstrações financeiras
estatutárias para esse ano. Como todos os três eventos mencionados acima já estavam refletidos em nossas demonstrações financeiras
estatutárias e nas demonstrações financeiras incluídas neste documento em ou antes de 31 de dezembro de 2016, nosso patrimônio
líquido em 31 de dezembro de 2016 é o mesmo em ambos os conjuntos de demonstrações financeiras.
A tabela a seguir descreve as diferenças entre o Lucro (Prejuízo) de acordo com nossas demonstrações financeiras consolidadas
brasileiras estatutárias protocoladas na CVM e o Lucro (Prejuízo) de acordo com nossas demonstrações financeiras consolidadas
incluídas aqui e para os anos indicados:
31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014
(Milhares de R$)
Lucro (prejuízo) referente ao exercício, conforme
Demonstrações financeiras Estatutárias consolidadas
(Apresentadas à CVM) 3.513.276 (14.953.658 ) (2.962.502 )
Reversão de Impairment Angra III - 2014 (129.799 ) - 129.799
Reversão de Impairment Simplicio - 2014 (2.644 ) - 2.644
Reversão de Impairment Angra III - 2015 (11.514 ) 11.514 -
eventos subsequentes - Empréstimo Compulsório 2015 - 4.141.503 (4.141.503 )
eventos subsequentes - Amazonas Energia - (1.100.499 ) 1.100.499
Resultados da Investigação Angra III 141.313 (11.514 ) (129.799 )
Resultados da Investigação Simplicio 2.644 - (2.644 )
Resultados da Investigação Mauá 3 67.166 (4.482 ) (62.684 )
Resultados da Investigação - Investimento (SPEs) 91.464 - (91.464 )
Total 158.630 3.036.522 (3.195.151 )
Lucro (prejuízo) referente ao exercício, conforme Demonstrações
Financeiras Consolidadas (Apresentadas à SEC) 3.671.906 (11.917.136 ) (6.157.653 )
1
Em 26 de Setembro de 2014, nossos acionistas aprovaram a aquisição de 50,9% de participação na CELG - Distribuição S.A.
(“CELG-D”). Adquirimos uma participação na CELG-D em 27 de janeiro de 2015 por R$ 59,5 milhões. Em 14 de fevereiro de 2017,
celebramos um contrato de compra e venda com a Empresa Celg de Participações - CELGPAR e a Enel Brasil S.A. para a venda de
nossas ações da CELG-D. Consolidamos as demonstrações financeiras da CELG-D a partir de 1º de outubro de 2014, 2015 e 2016,
mas, em dezembro de 2015 e 2016, contabilizamos a CELG-D como ativos mantidos para venda em nosso balanço patrimonial
consolidado e, consequentemente, limitamos os efeitos a longo prazo da depreciação e amortização desses ativos a partir de 31 de
dezembro de 2015.
Durante a Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram as
concessões de seis empresas de distribuição, CEPISA, CEAL, Eletroacre, CERON, Boa Vista Energia e Amazonas D, e até 31 de
dezembro de 2017 nós pretendemos transferir o controle dessas empresas de distribuição. Caso não privatizemos as empresas de
distribuição até 31 de dezembro de 2017, nosso segmento de distribuição poderá ser classificado como operações descontinuadas, com
base na IFRS 5. O efeito da extinção das concessões alterará principalmente os períodos futuros. Em 20 de abril de 2016, o Ministério
de Minas e Energia publicou a Portaria nº 120, que regula as condições de recebimento da remuneração referente aos ativos de
transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000, denominadas Instalações da Rede Básica Existente (RBSE) e outras
Instalações de Transmissão (RPC), que não tenham sido amortizadas ou depreciadas, nos termos do § 2º do artigo 15 da Lei nº
12.783/2013. Em 31 de dezembro de 2016, contabilizamos R$ 36,6 bilhões como remuneração com relação aos ativos RBSE e RPC.
Para mais informações, ver “Item 5 - Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras - Principais Fatores que Afetam Nosso
Desempenho Financeiro - Pagamento de RBSE de Transmissão”.
Em 6 de abril e 9 de setembro de 2016, o Governo Federal, como acionista controlador, aprovou AFACs nos montantes de R$ 1.000
milhões e R$ 970 milhões, respectivamente. Utilizamos esses recursos para cobrir despesas de capital para 2016, conforme previsto
em nosso orçamento. Em 22 de novembro de 2016, o Governo Federal aprovou um AFAC adicional no montante de R$ 963,1
milhões, que utilizamos para a implementação do Plano Diretor de Negócios e Gestão para o período de 2017 a 2021.
Neste relatório anual, o termo “Brasil” se refere à República Federativa do Brasil e a expressão “Governo Brasileiro” se refere ao
governo federal do Brasil. O termo “Banco Central” se refere ao Banco Central do Brasil. Os termos “real” e “reais” e o símbolo
“R$” se referem à moeda legal do Brasil. O termo “dólar norte-americano” e “dólares norte-americanos” e o símbolo “U.S.$” se
referem à moeda legal dos Estados Unidos da América.
Alguns valores neste documento foram submetidos a ajustes de arredondamento. Correspondentemente, os valores demonstrados
como totais em algumas tabelas podem não representar a soma aritmética dos valores que os precedem.
Os termos contidos neste relatório anual possuem os seguintes significados:
AFAC: Adiantamento para Futuro Aumento de Capital;
Amazonas Energia, empresa com atividades de geração, transmissão e distribuição no Estado do Amazonas até 2015, quando
nossos acionistas aprovaram sua cisão corporativa em Amazonas D e Amazonas GT;
Amazonas D ou Amazonas Distribuição: Amazonas Distribuidora de Energia S.A, subsidiária de distribuição da Eletrobras com
atividades no Estado do Amazonas;
Amazonas GT ou Amazonas Energia Geração e Transmissão: Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A., subsidiária de
geração e transmissão da Eletrobras com atividades no Estado do Amazonas;
ANDE: Administración Nacional de Electricidad;
2
ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica;
Tarifa ou taxa média: receita total de vendas dividida pelo total de Mwh vendidos para cada período relevante, incluindo
eletricidade não faturada. Receita total de vendas, para fins de cálculo da tarifa ou taxa média, incluindo o faturamento bruto
antes da dedução do Imposto de Valor Adicionado - IVA e outros impostos e vendas de eletricidade não faturada sobre as quais
impostos ainda não tenham sido contabilizados;
Rede Básica: linhas de transmissão interconectadas, barragens, transformadores de energia e equipamentos com voltagem
equivalente ou superior a 230 kV, ou instalações com voltagem inferior, conforme determinado pela ANEEL;
BNDES: Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social;
Boa Vista Energia; Boa Vista Energia S.A., uma empresa de distribuição operando na cidade de Boa Vista, no Estado de
Roraima;
Lei Anticorrupção Brasileira: Lei nº 12.846/2013 e Decreto nº 8.420/2015;
Legislação Societária Brasileira: Lei Nº 6.404 de 15 de dezembro de 1976, conforme alterada;
Taxa de Capacidade: as taxas para compras ou vendas com base na capacidade firme contratada consumida ou não;
Conta CCC: Conta de Consumo de Combustível;
CCEAR: Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado;
CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica;
Conta CCE: Conta de Desenvolvimento Energético;
CEAL: Empresa Energética de Alagoas, uma empresa de distribuição operando no Estado de Alagoas (Ceal);
CELG-D: CELG-Distribuição S.A., ex-subsidiária de distribuição da Eletrobras;
Cepel: Centro de Pesquisas de Energia Elétrica;
CEPISA: Empresa Energética de Piauí, uma empresa de distribuição operando no Estado de Piauí (Cepisa);
CERON: Centrais Elétricas de Rondônia, uma empresa de distribuição operando no Estado de Rondônia (Ceron);
CGTEE: Empresa de Geração Térmica de Energia Elétrica, subsidiária de geração da Eletrobras;
Chesf: Empresa Hidro Elétrica do São Francisco, subsidiária de geração e transmissão da Eletrobras;
CMN: Conselho Monetário Nacional, a maior autoridade responsável pela política monetária e financeira do Brasil;
CNEN: Comissão Nacional de Energia Nuclear S.A.;
CNPE: Conselho Nacional de Política Energética, o órgão consultivo do Presidente da República do Brasil para elaboração de
políticas e diretrizes no setor de Energia;
Concessionárias ou Empresas Concessionárias: empresas às quais o Governo Brasileiro transfere direitos para fornecer serviços
de energia elétrica (geração, transmissão, distribuição) para uma região específica em conformidade com os acordos celebrados
entre as empresas e o Governo Brasileiro nos termos da Lei nº 8.987 (de fevereiro de 1995), conforme alterada, e Lei do Setor
de Energia (em conjunto, as “Leis de Concessão”);
CVM: Comissão de Valores Mobiliarios;
Distribuição: a transferência de eletricidade das linhas de transmissão em pontos de abastecimento de grade e sua entrega aos
consumidores por meio do sistema de distribuição. A eletricidade chega aos consumidores tais como consumidores residenciais,
pequenas indústrias, propriedades comerciais e utilidades públicas em uma voltagem de 220/127 volts;
Distribuidor: entidade que fornece energia elétrica para um grupo de consumidores por meio de uma rede de distribuição;
DOJ: departamento de justiça dos EUA;
Lei Regulatória de Eletricidade: Lei No 10,848 (Lei do Setor Elétrico), promulgada em 15 de março de 2004, conforme
alterada, que regula as operações de Empresas no setor elétrico;
Eletroacre: Empresa de Eletricidade de Acre, empresa de distribuição com atividades no Estado do Acre (Eletroacre);
Eletrobras Participações S.A., uma subsidiária holding criada para realizar investimentos em ações;
Eletrobras: Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras;
Eletronorte: Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A., subsidiária de geração e transmissão da Eletrobras;
3
Eletronuclear: Eletrobras Termonuclear S.A., subsidiária de geração da Eletrobras;
Eletrosul: Eletrosul Centrais Elétricas S.A., subsidiária de geração e transmissão da Eletrobras;
Taxa de Energia: a taxa variável para compras ou vendas com base na eletricidade real consumida;
Lei de Crimes Ambientais: Lei Nº 9.605 de 12 de fevereiro de 1998, conforme alterada;
Consumidor Final (usuário final): qualquer parte que utiliza eletricidade para suas próprias necessidades;
FND: Fundo Nacional de Desestatização;
Consumidores Livres: consumidores que foram conectados ao sistema após 8 de julho de 1995 e possuem uma demanda
contratada acima de 3 MW em qualquer nível de voltagem; ou consumidores que foram conectados ao sistema antes de 8 de
julho de 1995 e possuem uma demanda contratada acima de 3 MW em nível de voltagem superior ou equivalente a 69 kV;
Mercado Livre ou ACL: Ambiente de Contratação Livre;
Furnas: Furnas Centrais Elétricas S.A., subsidiária de geração e transmissão da Eletrobras;
GCE: Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica;
Gigawatt (GW): um bilhão de watts;
Gigawatt-hora (GWh): um gigawatt de energia fornecido ou solicitado para uma hora, ou um bilhão de watt-horas;
Alta voltagem: classe de voltagem de sistema nominal equivalente ou superior a 100.000 volts (100 kVs) e inferior a 230.000
volts (230 kVs);
Unidade de Usina Hidrelétrica ou Instalação Hidrelétrica ou Energia Hidráulica (HPU): unidade geradora que utiliza energia
hidráulica para impulsionar o gerador elétrico;
IFRS: Normas Internacionais de Contabilidade expedidas pelo Conselho de Normas Internacionais de Contabilidade;
IGP-M: Índice Geral de Preços-Mercado, semelhante ao índice de preços-varejo;
Investigação Independente: investigação interna independente realizada pelo escritório de advocacia Hogan Lovells US LLP
com o objetivo de avaliar a existência potencial de irregularidades, incluindo violações da Lei de Práticas de Corrupção no
Exterior dos EUA de 1977 (FCPA), Lei Anticorrupção Brasileira e Código de Ética;
Capacidade Instalada: o nível de eletricidade que pode ser entregue de uma unidade geradora particular com base em carga
total contínua conforme as condições específicas designadas pelo fabricante;
Sistema Interconectado Nacional ou SIN: Sistema Interligado Nacional, sistemas ou redes para a transmissão de energia,
conectados em conjunto por meio de um ou mais vínculos (linhas e/ou transformadores);
Sistema Isolado: instalações de geração não conectadas ao SIN;
Itaipu: Itaipu Binacional, usina de geração hidrelétrica pertencente igualmente ao Brasil e ao Paraguai;
Kilovolt (kV): 1.000 volts;
Kilowatt (kW): 1.000 watts;
Kilowatt-hora (kWh): um kilowatt de energia fornecido ou solicitado para uma hora;
Investigação da Lava Jato: ver Item 3.D “Principais Informações - Fatores de Risco - Riscos Relativos à nossa Empresa,”
Item 3.D “Principais Informações - Fatores de Risco - Riscos Relacionados ao Brasil,” Item 4.E “Conformidade,” Item 5
“Revisão e Perspectiva Operacional e Financeiro”, Item 15 “Controles e Procedimentos” e Item 18 “Demonstrações
Financeiras”;
Megawatt (MW): um milhão de watts;
Megawatt-hora (MWh): um megawatt de energia fornecido ou solicitado para uma hora, ou um milhão de watt-horas;
Empresa de Economia Mista: nos termos da Lei das Sociedades Anônimas, Empresa com acionistas do setor público e privado,
controladas pelo setor público;
MME: Ministério de Minas e Energia;
Lei de Política Ambiental Nacional: Lei Nº 6.938 de 31 de agosto de 1981, conforme alterada;
Região Nordeste: Estados do Alagoas, Bahia, Ceará, Maranhão, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte e Sergipe;
4
Odebrecht: Odebrecht S.A., conglomerado brasileiro que presta serviços de engenharia e construção de infraestrutura;
ONS: Operador Nacional do Sistema Elétrico;
Lei do Setor de Energia: Lei Nº 9.074 de 7 de julho de 1995, conforme alterada;
Procel: Programa Nacional de Combate ao Desperdício de Energia Elétrica;
Proinfa: Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia;
Mercado Regulado ou ACR: Ambiente de Contratação Regulada;
Fundo RGR: Reserva Global de Reversão, reserva que administramos, financiada por consumidores e proporcionando
compensação a todas as concessionárias pela não renovação ou expropriação de suas concessões utilizadas como fontes de
fundos para expansão e melhoria do setor de energia elétrica;
Taxa SELIC: taxa overnight oficial do governo aplicada aos fundos negociados por meio da compra e venda de títulos da dívida
pública estabelecidos pelo sistema especial de custódia e liquidação;
Usinas Hidrelétricas Pequenas ou PCHs: Pequena Central Hidrelétrica, usinas hidrelétricas com capacidade de 1 MW a
30 MW;
Subestação: conjunto de equipamentos que muda e/ou altera ou regula a voltagem de eletricidade em um sistema de transmissão
e distribuição;
TFSEE: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica;
Unidade de Usina Termoelétrica ou Energia Termoelétrica (TPU): unidade geradora que utiliza combustíveis tais como carvão,
petróleo, gás natural diesel ou outro hidrocarboneto como fonte de energia para impulsionar o gerador elétrico;
Transmissão: transferência em bloco de eletricidade de instalações de geração ao sistema de distribuição em uma estação central
de carga por meio da grade de transmissão (em linhas com capacidade entre 69 kV e 525 kV);
TWh: Terawatt-hora (1.000 Gigawatts-hora);
U.S. GAAP: Práticas Contábeis Adotadas nos Estados Unidos;
Fundo UBP: Fundo de Uso de Bem Público;
Volt (V): unidade básica de força elétrica análoga à pressão da água em libras por polegada quadrada; e
Watt: unidade básica de energia elétrica.
DECLARAÇÃO CAUTELAR SOBRE INFORMAÇÕES PROSPECTIVAS
Este relatório anual inclui algumas informações prospectivas, incluindo declarações sobre as nossas intenções, opiniões ou
expectativas atuais ou de nossos diretores em relação aos, dentre outros, nossos planos financeiros, tendências que afetem nossa
situação financeira ou resultados de operações e ao impacto de futuros planos e estratégias. Essas declarações prospectivas estão
sujeitas a riscos, incertezas e contingências, incluindo, dentre outros:
condições gerais econômicas, regulatórias, políticas e comerciais no Brasil e no exterior;
flutuações da taxa de juros, inflação e valor do real em relação ao dólar norte-americano;
alterações nos volumes e padrões de uso de eletricidade pelo consumidor;
condições competitivas nos mercados de geração, transmissão e distribuição de eletricidade no Brasil;
os efeitos da concorrência;
nosso nível de dívida e capacidade de obter financiamento;
a probabilidade de recebermos pagamento em relação às contas a receber;
alterações na precipitação e níveis de água nos reservatórios utilizados para rodagem de nossas usinas de geração de energia
hidrelétrica;
nossos planos de despesas financeiras e de capital;
nossa capacidade de atender aos nossos consumidores de modo satisfatório;
5
regulamentos governamentais existentes e futuros sobre taxas de eletricidade, uso de eletricidade, concorrência em nossa área de
concessão e outras questões;
nossa capacidade de executar nossa estratégia comercial, incluindo nossa estratégia de crescimento;
adoção de medidas pelas autoridades concedentes em relação aos nossos contratos de concessão;
alterações em outras leis e regulamentos, incluindo, dentre outros, aqueles que afetem questões fiscais e ambientais;
ações futuras que possam ser tomadas pelo Governo Brasileiro, nosso acionista majoritário;
o resultado das Investigações de corrupção em andamento e novos fatos ou informações que possam surgir em relação à
investigação da Lava Jato, ou quaisquer outras investigações de corrupção no Brasil, incluindo os efeitos contábeis, legais, de
reputação e políticos;
o resultado de nossos processos fiscais, civis e outros processos legais, incluindo ações coletivas ou execução ou outros
processos iniciados por autoridades da administração pública e órgãos regulatórios; e
outros fatores de risco estabelecidos no “Item 3.D, Fatores de Risco.”
As declarações prospectivas referidas acima também incluem informações relacionadas aos nossos projetos de expansão de
capacidade que se encontram em fase de planejamento e desenvolvimento. Além dos riscos e incertezas acima, nossos projetos
potenciais de expansão envolvem riscos de engenharia, de construção, riscos regulatórios e outros riscos relevantes, que podem:
atrasar ou impedir a conclusão satisfatória de um ou mais projetos;
elevar os custos dos projetos; e
resultar no insucesso pelas fábricas de operar e gerar receitas de acordo com nossas expectativas.
Os termos “presumir”, “pode”, “deverá”, “estimar”, “continuar”, “antecipar”, “pretender”, “esperar” e termos semelhantes têm por
objetivo identificar declarações prospectivas. Não assumimos nenhuma obrigação pela atualização, em caráter público, ou revisão das
declarações prospectivas em decorrência de novas informações, eventos futuros ou de outro modo. Em decorrência destes riscos e
incertezas, as informações prospectivas, eventos e circunstâncias discutidos neste relatório anual podem não ocorrer. Nossos
resultados efetivos e desempenho podem diferir significantemente daqueles previstos em nossas declarações prospectivas.
6
PARTE I
ITEM 1. IDENTIDADE DOS CONSELHEIROS, ALTA ADMINISTRAÇÃO E CONSULTORES
Não aplicável.
ITEM 2. ESTATÍSTICAS DA OFERTA E CRONOGRAMA ESPERADO
Não aplicável.
ITEM 3. PRINCIPAIS INFORMAÇÕES
Contexto
As tabelas abaixo apresentam nossos dados financeiros selecionados referentes aos exercícios findos em 31 de dezembro de 2016,
2015, 2014, 2013 e 2012. Nossos dados financeiros selecionados a partir de 31 de dezembro de 2016 e 2015 e para cada ano nos três
exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 foram obtidos a partir de nossas demonstrações financeiras consolidadas, as quais
aparecem em outras disposições deste relatório anual elaboradas em conformidade com as IFRS, editadas pelo IASB. Nós também
revisamos nossos dados contábeis selecionados referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2012 como resultado de do ajuste
refletido nos ativos e passivos de remensuração do valor presente dos pagamentos mínimos de leasing. Nós não apresentamos as
demonstrações financeiras consolidadas e os dados contábeis relacionados para refletir a adoção da IFRS 11 de 1 de janeiro de 2013,
eles não são comparáveis às nossas demonstrações financeiras consolidadas e aos dados contábeis referentes aos exercícios findos em
31 de dezembro de 2016, 2015, 2014 e 2013. Na sequência da conclusão da primeira fase da Investigação Independente em outubro de
2016, destinada a identificar atos ilícitos que tiveram um efeito material nas demonstrações financeiras da Empresa, continuamos a
implementar procedimentos de conformidade. Para esta segunda fase da Investigação Independente, em abril de 2017, celebramos um
novo contrato temporário com a Hogan Lovells US LLP e com os membros da Comissão Independente (conforme definido abaixo).
Com base nos resultados até agora, nós não esperamos que esses procedimentos adicionais tenham impacto relevante sobre nossas
demonstrações financeiras em períodos futuros.
Em 26 de setembro de 2014, nossos acionistas aprovaram a aquisição de uma participação de 50,9% na CELG-D. Adquirimos essa
participação na CELG-D em 27 de janeiro de 2015 por R$ 59,5 milhões. Em 14 de fevereiro de 2017, celebramos um contrato de
compra e venda com a Empresa Celg de Participações - CELGPAR e a Enel Brasil S.A. para a venda de nossas ações da CELG-D.
Durante a Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram as
concessões de seis empresas de distribuição, CEPISA, CEAL, Eletroacre, CERON, Boa Vista Energia e Amazonas D, e até 31 de
dezembro de 2017 nós pretendemos transferir o controle dessas empresas de distribuição. Quando determinarmos as condições para
essas transações, nosso segmento de distribuição poderá ser classificado como operações descontinuadas, com base na IFRS 5. O
efeito da extinção das concessões alterará principalmente os períodos futuros.
Em 20 de abril de 2016, o Ministério de Minas e Energia publicou a Portaria nº 120, que regula as condições de recebimento da
remuneração referente aos ativos de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000, denominadas como instalações
da RBSE e RPC, que não tenham sido amortizadas ou depreciadas, nos termos do § 2º do artigo 15 da Lei nº 12.783/2013. Em 31 de
dezembro de 2016, contabilizamos R$ 36,6 bilhões como remuneração com relação aos ativos RBSE e RPC. Para mais informações,
ver “Item 5 - Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras - Principais Fatores que Afetam Nosso Desempenho Financeiro -
Pagamento de RBSE de Transmissão”.
Os parágrafos a seguir discutem algumas características importantes da apresentação dos dados contábeis selecionados e nossas
demonstrações financeiras consolidadas. Essas características devem ser consideradas na avaliação dos dados contábeis selecionados.
7
A. Dados Financeiros Selecionados
Dados Selecionados do Balanço Patrimonial Consolidado Em 31 de dezembro de
2016 2015 2014 2013 2012
(em milhares de reais)
Ativos:
Caixa e equivalente de caixa 679.668 1.393.973 1.407.078 3.597.583 2.501.515
Títulos e valores mobiliários 5.497.978 6.842.774 3.730.345 6.095.908 6.352.791
Clientes 4.402.278 4.137.501 4.427.216 3.587.282 4.082.695
Ativos financeiros de contratos de
concessão 2.337.513 965.212 3.437.521 1.168.002 318.293
Empréstimos e financiamentos 3.025.938 3.187.226 2.696.021 2.838.503 2.611.830
Direitos de ressarcimento 1.657.962 2.265.242 3.673.639 10.910.073 7.302.160
Indenizações - Lei nº 12.783 - - 3.738.295 3.476.495 8.882.836
Ativos mantidos para venda 4.406.213 4.623.785 - - - Outros Recebíveis 7.265.102 6.021.683 7.441.078 7.405.987 9.817.716
Total do ativo circulante 29.272.652 29.437.396 30.551.193 39.079.834 41.869.836
Total de ativos não-circulantes 141.226.777 120.049.383 113.926.357 99.514.556 100.784.392
Total de ativos 170.499.429 149.486.779 144.477.550 138.594.389 142.654.228
Passivos e Patrimônio Líquido:
Passivos circulantes 31.138.510 28.099.643 19.284.008 25.620.305 25.232.091
Passivo não-circulante 95.295.992 79.806.543 71.540.193 51.396.788 49.352.870
Capital social 31.305.331 31.305.331 31.305.331 31.305.331 31.305.331
Outra participação acionária 12.759.596 10.275.262 22.348.018 30.271.965 36.763.936
Total de Passivo e patrimônio líquido 170.499.429 149.486.779 144.477.550 138.594.389 142.654.228
Participação de acionistas não controladores (138.543 ) (352.792 ) 308.949 195.198 196.648
8
Dados selecionados da Demonstração de Resultado Consolidada Dos exercícios findos em 31 de dezembro
2016 2015 2014 2013 2012
(em milhares de R$)
Receita operacional líquida 60.748.853 (1) 32.588.838 30.137.807 23.835.644 28.014.296
Custos/Despesas Operacionais (45.842.328 ) (42.612.287 ) (33.786.137 ) (29.215.079 ) (27.652.911 )
Resultados da investigação - (15.996 ) (195.127 ) - - Resultado Financeiro (5.929.311 ) (1.699.025 ) 694.625 376.684 1.839.213
Resultado/(perda) antes das participações
societárias e outros investimentos 8.977.214 (11.738.470 ) (3.148.832 ) (5.002.751 ) 2.200.598
Resultado das participações societárias e outros
investimentos 3.205.511 531.446 (1.308.304 ) 177.768 612.202
Resultado antes dos efeitos da Lei nº 12.783 12.182.725 (11.207.024 ) (4.457.135 ) (4.824.983 ) 2.812.800
Efeitos - Lei nº 12.783 - - - - (10.085.380 )
Resultado antes de imposto de renda e
contribuição social 12.182.725 (11.207.024 ) (4.457.135 ) (4.824.983 ) (7.272.580 )
Imposto de Renda e Contribuição social (8.510.819 ) (710.112 ) (1.700.518 ) (1.366.678 ) 490.642
Resultado referente ao exercício 3.671.906 (11.917.136 ) (6.157.653 ) (6.191.661 ) (6.781.938 )
Atribuível aos acionistas controladores 3.584.529 (11.405.085 ) (6.226.206 ) (6.186.949 ) (6.735.202 )
Atribuível aos acionistas não controladores 87.377 (512.051 ) 68.553 (4.712 ) (46.736 )
Resultado por ação (Básico) 2,65 (8,43 ) (4,60 ) (4,57 ) (4,98 )
Resultado por ação (Diluído) 2,62 (8,43 ) (4,60 ) (4,57 ) (4,98 )
(1) Nossa receita operacional líquida para 2016 inclui R$ 28,6 bilhões atribuíveis ao pagamento de RBSE de transmissão descrito
no “Item 5 - Revisão e Perspectiva Operacional e Financeira - Principais Fatores que Afetam o Nosso Desempenho Financeiro -
Pagamento de RBSE de Transmissão”.
A Lei das Sociedades Anônimas e os nossos estatutos estabelecem que devemos pagar aos nossos acionistas dividendos obrigatórios
equivalentes a, pelo menos, 25% do nosso rendimento líquido ajustado referente ao exercício fiscal anterior. Além disso, os nossos
estatutos nos exigem que demos: (i) às ações preferenciais classe “A” prioridade na distribuição de dividendos, a 8% a cada ano, sobre
o capital relacionado a essas ações; e (ii) às ações preferenciais classe “B” que tiverem sido emitidas em ou após 23 de junho de 1969
prioridade na distribuição de dividendos, a 6% a cada ano, sobre o capital relacionado a essas ações. Além disso, as ações
preferenciais deverão receber um dividendo de pelo menos 10% superior sobre o dividendo pago pelas ações ordinárias. Para obter
mais informações sobre pagamentos de dividendos e circunstâncias nas quais os pagamentos de dividendos não podem ser feitos,
consulte “Fatores de Risco - Riscos
9
Relacionado às nossas Ações e ADS - Você pode não receber pagamentos de dividendos se incorrermos prejuízos líquidos ou nossa
receita líquida não alcançar certos níveis.”
A tabela abaixo estabelece nossos dividendos propostos referentes aos períodos indicados:
Ano
2016 2015(1) 2014(1)
(R$)
Ações ordinárias - - - Ações Preferenciais Classe A 2,17825658673 (2) - -
Ações Preferenciais Classe B 1,63369244005 (2) - -
(1) Nas demonstrações financeiras de e para o exercício findo em 31 de dezembro de 2014, não propusemos dividendos; no entanto,
em nossa 55ª Assembleia de Acionistas realizada em 30 de abril de 2015, aprovamos o pagamento de dividendos relativos ao
saldo da reserva de lucros de R$ 26 milhões a favor de nossos acionistas preferenciais classe A e acionistas preferenciais classe
B. Esse valor foi pago em 2015.
(2) Dividendo proposto pela nossa administração. Nossa Assembleia Geral de Acionistas realizada em 28 de abril de 2017 aprovou
o ajuste desses valores entre 1º de janeiro de 2017 e a data de pagamento (que poderá ocorrer até 31 de dezembro de 2017) pela
variação da taxa SELIC.
10
A tabela abaixo estabelece um resumo de dividendos/juros sobre capital declarado por ação para os períodos apresentados, no prazo
declarado.
Dividendo por Ação
Declarado Pago(1) Declarado Pago(1)
Em 31/12/2011 Em 29/05/2012 Em 31/12/2012 Em 20/09/2013
R$ US$ R$ US$ R$ US$ R$ US$
Ordinária 1,231779162 2,310571353 0,399210837 0,195356416 0,399210837 0,195356416 1,280047007 0,641820601
Preferencial A 2,178256581 4,085973695 2,178256581 1,065944008 2,178256581 1,065944008 2,263612588 1,134984250
Preferencial B 1,633692440 3,064480279 1,633692440 0,799458008 1,633692440 0,799458008 1,697709445 0,851238189
Declarado Pago(1) Declarado Pago(1) (2)
Em 31/12/2013 Em 29/05/2014 Em 31/12/2014 Em 30/06/2015
R$ US$ R$ US$ R$ US$ R$ US$
Ordinária 0,39921083663 0,17640779347 0,39921083663 0,17640779347 0,00 0,00 0,00 0,00
Preferencial A 2,17825658673 0,96255262339 2,17825658673 0,96255262339 0,00 0,00 0,10384693436 0,03340311183
Preferencial B 1,63369244005 0,72191446754 1,63369244005 0,72191446754 0,00 0,00 0,10384693436 0,03340311183
Declarado Pago Declarado(2)
Em 31/12/2015 2016 Em 31/12/2016
R$ US$ R$ US$ R$ US$
Ordinária - - - - - -
Preferencial A - - - - - -
Preferencial B - - - - - -
(1) Ajustado pela variação da taxa SELIC.
(2) Nas demonstrações financeiras de e para o exercício findo em 31 de dezembro de 2014, não propusemos dividendos; no entanto,
em nossa 55ª Assembleia Geral de Acionistas realizada em 30 de abril de 2015, aprovamos o pagamento de dividendos relativos
ao saldo da reserva de lucros de R$ 26 milhões a favor de nossos acionistas preferenciais classe A e acionistas preferenciais
classe B. Esse valor foi pago em 2015.
Controles de Câmbio e Taxas de Câmbio
O sistema de câmbio brasileiro autoriza a compra e venda de moeda estrangeira e a transferência internacional de reais por qualquer
pessoa física ou jurídica, independentemente do valor, sujeito aos procedimentos regulatórios.
Desde 1999, o Banco Central permite a livre flutuação da taxa de câmbio real/dólar norte-americano, e desde então, a taxa de câmbio
real/dólar norte-americano tem flutuado consideravelmente. Em 2011, o real se desvalorizou 12,6% em relação ao dólar norte-
americano. Em 2012, o real se desvalorizou 8,9% em relação ao dólar-norte americano. Em 2013, o real se desvalorizou 14,6% em
relação ao dólar-norte americano. Em 2014, o real se desvalorizou 11,8% em relação ao dólar-norte americano. Em 2015, o real se
desvalorizou 31,0% em relação ao dólar norte-americano. Em 2016, o real se valorizou 18,0% em relação ao dólar norte-americano.
No passado, o Banco Central interveio ocasionalmente para controlar a instabilidade nas taxas de câmbio.
Não podemos prever se o Banco Central ou o Governo Brasileiro continuará a permitir que o real flutue livremente ou intervirá no
mercado da taxa de câmbio por meio de um sistema de banda cambial ou de outro modo. Não podemos garantir que o real não
continuará a se valorizar ou desvalorizar relevantemente em relação ao dólar norte-americano no futuro próximo.
A tabela abaixo define o encerramento do exercício, cotações de venda médias, altas e baixas publicadas pelo Banco Central expressas
em reais por U.S.$ referentes aos exercícios e datas indicados.
Reais por dólar-americano
Encerramento do Exercício Fim do período Média Baixa Alta
31 de dezembro de 2011 1,8758 1,6746 1,5345 1,9016
31 de dezembro de 2012 2,0435 1,9550 1,7024 2,1121
31 de dezembro de 2013 2,3426 2,1605 1,9528 2,4457
31 de dezembro de 2014 2,6562 2,3547 2,1974 2,7403
31 de dezembro de 2015 3,9048 3,3387 2,5754 4,1949
31 de dezembro de 2016 3,2591 3,4851 3,1193 4,1557
11
A tabela abaixo define o encerramento do período, cotações de venda de mercado de câmbio/mercado comercial altas e baixas
publicadas pelo Banco Central expressas em reais por US$ referentes aos períodos e datas indicados.
Reais por dólar-americano
Mês Fim do período Média Baixa Alta
Janeiro de 2017 3,1270 3,1966 3,1270 3,2729
Fevereiro de 2017 3,0993 3,1042 3,0510 3,1479
Março de 2017 3,1684 3,1279 3,0765 3,1735
Abril de 2017 (até 25 de abril de 2017) 3,1577 3,1261 3,0923 3,1577
A lei brasileira estabelece que, sempre que houver um desequilíbrio grave no saldo de pagamentos do Brasil ou houver motivos graves
para prever um desequilíbrio grave, poderão ser impostas restrições temporárias sobre as remessas de capital estrangeiro para o
exterior. Não podemos garantir que o Governo Brasileiro não tomará essas medidas no futuro. Ver “Item 3.D, Fatores de Risco -
Riscos Referentes ao Brasil.”
Atualmente mantemos nossos livros e registros financeiros em reais. Não podemos garantir que o Governo Brasileiro não tomará
essas medidas no futuro. Ver “Item 3.D, Fatores de Risco - Riscos Relacionados ao Brasil.” Ver “Item 8, Informações Contábeis.”
B. Capitalização e Endividamento
Não aplicável.
C. Causas para Oferta e Uso de Receitas
Não aplicável.
D. Fatores de Risco
Riscos Relacionados à Nossa Empresa
Como uma empresa estatal envolvida em diversos projetos de infraestrutura no Brasil, nós ou nossos empregados podemos ser
acusados, na mídia ou em outros meios, de aceitar pagamentos ilegais.
Em decorrência de nossa listagem na Bolsa de Nova Iorque (NYSE), estamos sujeitos à U.S. Foreign Corrupt Practices Act (conforme
alterada) de 1977, ou FCPA, e às exigências de divulgação em conformidade com a U.S. Lei de Valores Mobiliários de 1934. Além
disso, estamos sujeitos a diversas legislações anticorrupção que entraram em vigor recentemente no Brasil. Em 2009, a Polícia Federal
iniciou uma investigação denominada “Operação Lava Jato” (a “investigação da Lava Jato”) a qual, de acordo com as fontes oficiais,
é uma investigação sobre a existência de um esquema de corrupção alegado envolvendo empresas brasileiras com atividades em
diversos setores da economia brasileira. Desde 2014, o Ministério Público Federal concentrou parte de sua investigação em
irregularidades envolvendo as empreiteiras e fornecedores de estatais e encobriu um grande esquema de pagamento que envolveu
diversos participantes. Além das acusações criminais no Brasil, a Comissão de Valores Mobiliários dos Estados Unidos (“SEC”) e o
Departamento de Justiça (“DoJ”) também iniciaram uma investigação em relação à investigação da Lava Jato e um grupo de
requerentes nos Estados Unidos iniciou uma ação pública contra nós em conformidade com a U.S. Securities Laws. Em decorrência
dessas ações, a mídia brasileira e a CVM começaram a questionar algumas sociedades de propósito específico e outras operações entre
nós e empreiteiras terceirizadas referidas na investigação da Lava Jato.
Embora nenhuma acusação criminal tenha sido movida diretamente contra nós no âmbito da investigação da Lava Jato, o Ministério
Público Federal investigou irregularidades envolvendo alguns funcionários, empreiteiros e fornecedores da Empresa, bem como certos
empreiteiros e fornecedores de sociedades de propósito específico (“SPEs”) nas quais nós detemos participações acionárias
minoritárias, envolvidas na construção de usinas de geração de energia elétrica.
12
Como resposta às alegações de atividades ilegais aparecendo nos meios de comunicação em 2015 relativas às empresas que prestaram
serviços para nossa subsidiária Eletronuclear (especificamente, a usina de energia nuclear “Angra 3”), bem como para determinadas
SPEs nas quais detemos uma participação minoritária, o nosso Conselho de Administração, embora não seja obrigado a fazê-lo,
contratou o escritório de advocacia Hogan Lovells US LLP em 10 de junho de 2015 para realizar uma investigação independente
interna com o propósito de avaliar a possível existência de irregularidades, incluindo as violações da FCPA, da Lei Anticorrupção
brasileira e do nosso código de ética. A Investigação Independente centrou-se na identificação de possíveis atividades ilegais que
poderiam ter impacto nas nossas demonstrações financeiras e estava sujeita à supervisão por uma Comissão Independente para Gestão
da Investigação, cuja criação foi aprovada pelo nosso Conselho de Administração em 31 de julho de 2015 (a “Comissão
Independente”). A Comissão Independente era composta pela Sra. Ellen Gracie Northfleet, juíza aposentada do Supremo Tribunal
Federal, Sr. Durval José Soledade Santos, ex-diretor da CVM, e pelo Engenheiro Sr. Manoel Jeremias Leite Caldas. A Investigação
Independete foi concluída. No entanto, continuamos a realizar procedimentos adicionais relacionados com a investigação, a fim de
melhorar os nossos controles internos, bem como rever e avaliar qualquer outra informação que vem à tona como parte da
investigação da Lava Jato que está em andamento. Para esta segunda fase, celebramos um contrato temporário com a Hogan Lovells
US LLP. Também fizemos uma mudança na Comissão Independente devido ao escopo dos procedimentos adicionais; e um membro,
o Sr. Manuel Jeremias Leite Caldas, foi substituído pelo Sr. Júlio Sergio Cardozo, um conhecido especialista em contabilidade.
A Eletrobras, a Hogan Lovells e a Comissão Independente têm acompanhado rigorosamente as investigações e cooperado com as
autoridades brasileiras e norte-americanas, incluindo, a Justiça Federal, o Ministério Público Federal ou “MPF”; a CVM; o Conselho
Administrativo de Defesa Econômica ou “CADE”, o DoJ e a SEC, dentre outros, e têm respondido às solicitações de informação e
documentos dessas autoridades. Nas instâncias onde a Comissão Independente identificou contratos onde irregularidades podem ter
ocorrido. Avaliamos esses contratos e investigações internas e, quando aplicável, suspendemos esses contratos. Também tomamos
medidas administrativas em relação aos empregados e diretores envolvidos nas atividades identificadas pela Investigação
Independente, incluindo, quando aplicável, a suspensão ou demissão de empregados.
Em 29 de abril de 2015, a Polícia Federal iniciou a “Operação Radioatividade” sob a 16ª fase da investigação da “Lava Jato”, que
resultou na prisão do ex-diretor de nossa subsidiária Eletronuclear. Esse ex-diretor foi condenado a 43 anos de prisão pelo juiz da 7ª
Vara Federal do Estado do Rio de Janeiro, por corrupção passiva, lavagem de dinheiro, obstrução de justiça, evasão fiscal e
participação em organização criminosa. Em 6 de julho de 2016, a Polícia Federal iniciou a “Operação Pripyat”, na qual a Polícia
Federal entregou mandados de captura emitidos pelo juiz da 7ª Vara Federal do Distrito do Rio de Janeiro contra cinco ex-diretores, os
diretores que já haviam sido suspensos pelo nosso Conselho de Administração, bem como outras por outras partes. As acusações
formais de corrupção, lavagem de dinheiro e obstrução de justiça foram instauradas contra esses ex-diretores pelo Ministério Público
Federal em 27 de julho de 2016. Em 7 de abril de 2017, a 7ª Vara Federal do Distrito do Rio de Janeiro revogou a sentença de prisão
preventiva contra estes agentes com base no fato de eles terem desempenhado um papel pequeno em qualquer possível esquema de
corrupção. Continuamos a auxiliar a ação nesses processos penais. Para mais informações sobre acusações penais apresentadas contra
nós, ver o fator de risco intitulado “- Podemos incorrer prejuízos e gastar tempo e dinheiro defendendo litígios pendentes e processos
administrativos.”
Não podemos garantir que não estaremos sujeitos às ações penais ou outras ações civis anticorrupção ajuizadas em conformidade com
a lei norte-americana ou brasileira, se forem descobertos atos ilegais ou falhas regulatórias. As ações futuras potenciais relacionadas à
anticorrupção ajuizadas contra nós podem resultar em acusações contra nós ou membros de nossa administração, multas e penalidades
relevantes, danos à reputação, distração de nossos negócios em andamento e outros efeitos prejudiciais graves imprevistos.
Temos investigado eventos supostamente incompatíveis com nossos padrões de ética e integridade. A não detecção ou resolução,
em tempo hábil, de eventos desta natureza pode ter um efeito prejudicial grave sobre nossos resultados de operações e situação
financeira.
Nossos negócios, incluindo o vínculo com terceiros, são regidos por princípios éticos. Atualizamos recentemente o nosso Código de
Ética e adotamos diversos compromissos de conduta e políticas internas (tais como diretrizes para conformidade com a Política
Anticorrupção) que têm por objetivo orientar as partes interessadas, tais como administração, empregados e empreiteiras e reforçar
nossos princípios e normas de comportamento ético e conduta profissional.
Estamos sujeitos ao risco de que os empregados e administração, seja das nossas Empresas ou das Empresas de propósito específico
(SPEs) nas quais detemos participações acionárias, nossas empreiteiras ou qualquer pessoa que negocie conosco se envolva em
atividades fraudulentas, corrupção ou suborno, e descumpra nossos controles e procedimentos internos, por meio de, a título de
exemplo, desapropriação ou manipulação de nossos ativos para benefício pessoal ou comercial em nosso detrimento. Este risco é
intensificado pelo fato de que nós conduzimos a maioria de nossas operações por meio de controladas, SPEs ou consórcios sob os
quais não detemos o controle corporativo. Embora possuímos diversos sistemas implantados para identificação, controle e atenuação
desses riscos, nossos sistemas são relativamente novos podem não ser eficazes em todas as circunstâncias.
As conclusões ou suspeitas de violações desses princípios podem resultar em atrasos no projeto, investigações, custos e despesas
elevados, menor ênfase de administração sobre nossos negócios em andamento e menores níveis de receitas e lucros dos projetos
afetados. Além disso, alguns contratos de financiamento celebrados para o desenvolvimento de nossas fábricas, alguns dos quais são
garantidos por nós, contém cláusulas de antecipação que podem ser acionadas em caso de inadimplemento. Em caso de
inadimplemento, alguns desses contratos de financiamento podem ser antecipados. Os inadimplementos ou a antecipação desses
contratos de financiamento podem também conceder aos outros credores o direito de antecipação nos termos das disposições de
inadimplemento. Correspondentemente, a antecipação desses contratos de financiamento pode também afetar prejudicialmente nossos
resultados de operações e situação financeira. Para mais informações sobre possíveis inadimplementos, conforme nossas obrigações
de financiamento e mercado de capital, ver o fator de risco intitulado “- Possuímos passivos relevantes e estamos sujeitos a restrições
de liquidez de curto prazo, que podem dificultar a nossa obtenção de financiamento para nossos investimentos planejados e ter um
efeito prejudicial grave sobre nossa condição financeira e resultados de operações.”
13
Não podemos garantir que os funcionários e a administração, seja de nossas empresas ou das SPEs nas quais detemos participação, ou
parceiros e terceiros, cumprirão nossos princípios éticos. O descumprimento - efetivo ou considerado - desses princípios ou das
obrigações de governança ou obrigações regulatórias aplicáveis pode prejudicar nossa reputação, limitar nossa capacidade de obter
financiamento e, de outro modo, ter um efeito prejudicial grave sobre nossos resultados de operações e condição financeira.
Se não estivermos aptos a sanar a fraqueza material em nossos controles internos, a confiabilidade de nossos relatórios
financeiros e a elaboração de nossas demonstrações financeiras consolidadas podem ser afetadas prejudicialmente.
Em conformidade com os regulamentos da SEC, nossa administração, conselho fiscal e auditores internos avaliam a eficácia de nossos
controles e procedimentos de elaboração de relatórios, incluindo a eficácia de nosso controle interno sobre os relatórios
financeiros. Nossos controles internos sobre os relatórios financeiros têm por objetivo fornecer segurança razoável com relação à
confiabilidade dos relatórios financeiros e à elaboração das demonstrações financeiras consolidadas para fins externos em
conformidade com os princípios contábeis adotados. Em decorrência da avaliação por nossa administração da eficácia de nossa
divulgação, controles e procedimentos em 2016, nossa administração determinou que esses controles e procedimentos não foram
eficazes devido a fraquezas materiais em nossos controles internos sobre os relatórios financeiros. As fraquezas materiais identificadas
foram:
1 - Não mantivemos um ambiente de controle efetivo, especificamente em relação à falta de ações corretivas oportunas
relacionadas a anos anteriores;
2 - Não mantivemos controles adequados sobre a elaboração das demonstrações financeiras e divulgações correlatas,
incluindo a falta de uma análise cronológica adequada e reconciliações da Amazonas D e Furnas;
3 - Não mantivemos controles internos eficazes em relação ao controle adequado dos investimentos em Sociedades de
Propósito Específico (SPEs), incluindo a incapacidade de identificar e monitorar a execução física e financeira dos projetos de
investimento relevantes avaliados sob o método de equivalência patrimonial, a revisão da falta de condições técnicas e financeiras
relacionadas aos contratos de construção antes do processo de licitação, a análise adequada das propostas feitas pelos fornecedores e a
falta de avaliação e acompanhamento do progresso e do orçamento dos projetos; e
4 - Não implementamos integralmente os controles internos do Programa de Conformidade e Prevenção da Corrupção e
Risco, considerando os requisitos da legislação norte-americana (FCPA) e da Lei Anticorrupção Brasileira; incluindo um canal de
denúncia eficaz devido a controles de integridade inadequados.
Se nossos esforços para remediar as fraquezas materiais não forem satisfatórios, podemos não relatar nossos resultados de operações
para períodos futuros de modo preciso e em tempo hábil e não apresentar nossos registros obrigatórios aos órgãos públicos, incluindo
a SEC. Há também o risco de possíveis erros contábeis em nossos relatórios financeiros, e não estamos certos de que no futuro não
existirão ou não serão descobertas outras fraquezas materiais. Qualquer dessas ocorrências pode ter um efeito prejudicial grave sobre
nossos negócios e resultados operacionais, podendo gerar reações mercadológicas negativas que possivelmente levem ao declínio no
preço de nossas ações, ADS e títulos de dívida.
Além disso, em decorrência da investigação da Lava Jato, nossas fraquezas materiais sobre os relatórios financeiros podem resultar
em uma situação na qual, se um ato ilícito viesse a ocorrer, nossos sistemas e controles internos poderiam não ser suficientes para que
a ação viesse ao conhecimento de nossa administração.
As possíveis investigações da SEC e do DoJ com relação à possibilidade de violação da U.S. Foreign Corrupt Practices Act podem
nos afetar de modo relevante. Violações desta ou de outras leis podem exigir que paguemos multas e penalidades, adotemos
medidas corretivas e concordemos com o monitoramento pós-liquidação, podendo expor a nós e a nossos funcionários a sanções
criminais e ações civis.
Em janeiro de 2017, assinamos contratos de tolling com a SEC e DoJ, concordando em estender o estatuto de limitações em relação a
eventuais violações. Em relação à possível investigação pela SEC ou pelo DoJ, pode não haver garantir de que não seremos obrigados
a pagar multas ou conceder outras facilitações financeiras, ou anuência a liminares ou ordens de conduta futuras ou sofrer outras
penalidades, incluindo a adoção de outras medidas corretivas e concordar com o monitoramento pós-liquidação, qualquer um dos
quais poderia ter um efeito adverso significativo sobre nós.
14
A investigação da Lava Jato ainda está em andamento e novas informações podem ser divulgadas. Assim, nossas estimativas
podem estar sob ou superestimadas, o que poderia acarretar na reapresentação de nossas demonstrações financeiras e causar um
impacto adverso relevante em nossos resultados operacionais e condição financeira. Isso poderia impactar o valor de mercado de
nossos títulos.
Considerando que a investigação da Lava Jato ainda está em andamento, talvez tenhamos que fazer ajustes em alguns itens de nossas
demonstrações financeiras caso as investigações levem à descoberta de diferenças materialmente relevantes entre os valores
contabilizados nesses itens.
Nossas investigações internas sobre as acusações feitas como parte da investigação da Lava Jato têm por objetivo identificar possíveis
pagamentos ilegais e outros atos ilícitos que possam ter ocorrido em projetos nos quais nós e nossas controladas detemos participação
acionária, diretamente ou por meio das sociedades de propósito específico. Uma das possíveis consequências de pagamentos ilegais
aos consórcios de empreiteiros, fornecedores ou outros prestadores de serviços seria a capitalização de montantes indevidos nos
lançamentos contábeis relativos a quaisquer projetos afetados.
Em outubro de 2016, a Investigação Independente concluiu a primeira fase da investigação com o objetivo de identificar quaisquer
atos ilegais que possam resultar em distorções materiais em nossas demonstrações financeiras consolidadas. Nessa etapa, a
investigação identificou casos de superfaturamento relativos a processos fraudulentos decorrentes do uso de subornos e propinas pagos
por alguns fornecedores e contratados de algumas de nossas controladas e SPE contratadas desde 2008. Para mais informações sobre a
Investigação Independente, ver “Informações sobre a Empresa-E. Conformidade”.
Em abril de 2017, em decorrência dos acordos de delação premiada celebrados pelos executivos do grande conglomerado brasileiro de
construção Odebrecht, o Supremo Tribunal Federal solicitou que fossem iniciadas investigações para investigar a conduta dos
políticos a que se referiam esses acordos. Outras investigações oficiais podem ser iniciadas contra indivíduos que estão sujeitos à
jurisdição dos tribunais inferiores.
Certas alegações de possíveis atos ilegais foram tornadas públicas no âmbito do projeto Santo Antônio, no qual temos participação
minoritária indireta através de nossa subsidiária Furnas. A Hogan Lovells, sob a supervisão direta do Comitê Independente, continua a
monitorar os acordos de delação premiada tornados públicos, bem como outras informações publicadas pela imprensa sobre o
desenvolvimento da investigação da Lava Jato.
Para determinar o impacto financeiro a ser reconhecido em nossas demonstrações financeiras consolidadas, a administração levou em
consideração as conclusões alcançadas e resultados identificados na Investigação Independente, bem como as conclusões alcançadas e
resultados identificados até o presente pelos Procuradores da investigação da Lava Jato. Como a investigação da Lava Jato ainda está
em andamento e o Ministério Público Federal pode levar um tempo considerável para concluir sua investigação, novas informações
podem surgir no futuro, o que pode resultar em distorções materiais em nossas demonstrações financeiras e nos fazer ajustar alguns
itens de linha.
Os resultados operacionais e financeiros das controladas e SPEs e consórcios nos quais investimos podem afetar nossas
estratégias, resultados de operações e condição financeira.
Realizamos nossos negócios principalmente por meio de nossas controladas, SPEs e consórcios, nos quais participamos e que foram
criados especificamente para participar em leilões públicos de concessões nos segmentos de geração e transmissão. Geralmente,
utilizamos SPEs quando celebramos parcerias para explorar novos empreendimentos. Para os fins da Regra 3-09 do Regulamento S-X,
as SPEs que mantêm os projetos de Santo Antônio e Jirau foram consideradas controladas significantes referentes ao exercício findo
em 31 de dezembro de 2014. Para o exercício findo em 31 de dezembro de 2015, nenhuma subsidiária com controle minoritário
cumpriu o critério de subsidiária significativa do Regulamento SX ou da Regra 3-09 e, para o exercício findo em 31 de dezembro de
2016, a CTEEP, companhia de transmissão na qual detemos participação minoritária, foi considerada uma subsidiária significativa.
Nossa capacidade de cumprir nossas obrigações financeiras está, portanto, relacionada em parte ao fluxo de caixa e receitas de nossas
controladas, SPEs e consórcios e a distribuição ou outra transferência das receitas a nós na forma de dividendos, empréstimos ou
outros adiantamentos e pagamentos. Considerando a diminuição relevante nas tarifas de geração e transmissão nos últimos anos e as
atuais condições macroeconômicas adversas no Brasil, os resultados operacionais e financeiros dessas controladas, SPEs e consórcios
podem ser afetados prejudicialmente.
15
Além disso, como não controlamos a administração das SPEs ou consórcios, suas práticas administrativas podem não estar alinhadas
com as nossas, o que pode resultar na imposição de sanções ou penalidades. A deterioração nos resultados de operações ou condição
financeira das SPEs ou consórcios ou as sanções ou penalidades impostas podem ter um efeito negativo sobre nossos resultados de
operações ou condição financeira. Para padronizar a administração das SPEs nas quais detemos participações acionárias,
desenvolvemos um modelo de governança corporativa uniforme que estamos implantando atualmente em todas as nossas controladas,
que terá por objetivo seguir este modelo quando elas investirem em SPEs ou consórcios futuros. Se o modelo de governança
corporativa não for totalmente implantado, podemos não estar totalmente protegidos contra possíveis penalidades ou sanções que
podem ser impostas às SPEs ou consórcios para conduta futura, o que poderia, por sua vez, resultar em dano de reputação e efeitos
prejudiciais sobre nossos resultados de operações e condição financeira.
Algumas de nossas controladas, SPEs ou consórcios estão, ou poderão futuramente estar, sujeitas aos contratos de empréstimo que exigem
que o endividamento dessas controladas, SPEs ou consórcios junto a nós esteja sujeito ao endividamento conforme os contratos de
empréstimo. Nossas controladas, SPEs e consórcios são pessoas jurídicas individuais. Qualquer direito que possamos ter de receber ativos de
qualquer subsidiária ou SPE ou outros pagamentos durante a sua liquidação ou reconstituição estará efetivamente sujeito às demandas dos
credores daquela subsidiária operacional, SPE ou consórcios (incluindo autoridades fiscais, credores comerciais e credores das controladas),
exceto à medida que sejamos um credor da subsidiária operacional, SPE ou consórcios em questão, caso em que nossos direitos ainda
estariam subordinados a qualquer garantia nos ativos dessa subsidiária operacional, SPE ou consórcio, e a dívida de tal subsidiária
operacional, SPE ou consórcio sênior para a participação que detemos.
Devido à duração do prazo exigido para implementar nosso programa de conformidade, podemos estar sujeitos a sanções e
penalidades relacionados à execução da FCPA e da Lei Anticorrupção.
Em meados de 2014, nosso Conselho de Administração aprovou nosso Plano de Implementação do Programa de conformidade, em
conformidade com (i) a Lei Anticorrupção, e (ii) as leis e regulamentos norte-americanos aplicáveis às Empresas com títulos elencados na
NYSE, tais como a FCPA. De acordo com nossas políticas, todos os empregados, administração, sócios e terceiros nossos e de nossas
controladas devem seguir todas as leis e regulamentos anticorrupção aplicáveis, no Brasil ou no exterior. Em 22 de dezembro de 2014, nossa
Diretoria Executiva aprovou o nosso Manual de Conformidade referente às leis Anticorrupção. Cada uma de nossas controladas nomeou
Gerentes e Assistentes de Conformidade que em conjunto formam a Comissão Diretiva de Conformidade do grupo Eletrobras.
Em dezembro de 2015, atualizamos o nosso Manual de Conformidade. Em agosto de 2016, nosso Conselho de Administração criou a
Diretoria de Conformidade para tratar especificamente de questões relacionadas à gestão de riscos corporativos, controles internos e
integridade corporativa. O Conselho elegeu a Sra. Lucia Casasanta para exercer a nova função de Conformidade. Nosso Conselho de
Administração e Diretoria Executiva monitoram a implementação do nosso programa de conformidade, avaliando avanços e retrocessos.
Estamos implementando nosso programa de conformidade no âmbito do “Programa Eletrobras 5 Dimensões”, com base nas
orientações para as empresas estatais emitidas pelo Ministério da Transparência Fiscal e Controle (CGU), em cumprimento ao
Decreto nº 8.420/2015. Considerando a complexidade da implementação deste tipo de programa, este pode não estar totalmente em
operação até o início de 2018. O Programa Eletrobras 5 Dimensões inclui: (i) o compromisso do nosso Conselho de Administração de
implementar totalmente o programa de conformidade, a existência da função de Diretor de Conformidade, bem como os relatórios
periódicos dele ao Conselho de Administração e ao Conselho Fiscal (com a função de Comissão de Auditoria) relacionados aos
procedimentos de conformidade em andamento; (ii) o desenvolvimento de um programa de avaliação de riscos de corrupção para
identificar e proteger as áreas de uma Empresa no setor de energia que estejam mais susceptíveis à corrupção; (iii) diretrizes formais
para conformidade com nossa Política Anticorrupção, análise das políticas e procedimentos de compras; (iv) treinamento dos
empregados, membros da administração e do Conselho Fiscal das diretrizes e integração do Código de Ética e Compromissos de
Conduta, incluindo a formalização dos procedimentos para mitigar o risco de corrupção e treinamento de nossos empregados em
relação ao nosso procedimento de conformidade e aos riscos de corrupção; e (v) implementação de um canal de denúncias
independente, auditorias internas anuais para avaliar nossa conformidade, incluindo a implementação de auditoria para terceiros e
realização de inquérito pessoal ao nomear os membros de seu Conselho de Administração, Diretoria Executiva e Conselho Fiscal.
No final de 2016, atualizamos nosso Código de Ética e Conduta.
Até a implementação do programa em sua totalidade, ou se o programa não identificar corrupção ou fraude, após sua implementação,
ou se não remediarmos de modo satisfatório quaisquer questões decorrentes no futuro, podemos estar expostos a prejuízos financeiros,
restrições à oferta de títulos ou responsabilidade civil e criminal nos Estados Unidos e no Brasil.
A renovação de nossas concessões em conformidade com a Lei no 12.783/2013 ou Lei no 13.182/2015, pode afetar
prejudicialmente nossos resultados da condição financeira e operações.
O Governo Brasileiro promulgou a Lei Noº 12.783/2013, ou Lei Noº 12.783, para regular os termos e condições para renovação de
concessões para geração e transmissão de eletricidade com término previsto entre 2015 e 2017. Lei nº12.783 estabelece que as
Empresas podem, apenas uma vez, renovar suas concessões de geração, transmissão e distribuição para outro período de trinta anos,
contanto que elas aceitem algumas condições estabelecidas pela ANEEL, tais como as tarifas revisadas a serem calculadas pela
ANEEL, e atendam às normas de qualidade da agência.
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Em 4 de dezembro de 2012, renovamos as concessões de geração e transmissão com término previsto entre 2015 e 2017 de nossas
controladas Chesf, Eletronorte, Eletrosul e Furnas para outro período de 30 anos, em conformidade com a Lei Noº 12.783. Ao fazê-lo,
aceitamos a aplicação das tarifas anuais para geração e transmissão (Receita Anual Permitida) como remuneração pela operação e
manutenção de nossas atividades de geração e transmissão em conformidade com as Diretivas do MME Nº 578 e 579, ambas
promulgadas em 2012.
Além disso, o Governo Brasileiro promulgou a Lei Nº 13.182/2015 para regular os termos para a renovação, por outro período de 30
anos, das concessões de geração, incluindo as usinas hidrelétricas de Sobradinho e Itumbiara. Em 3 de novembro de 2015, a Chesf
renovou a concessão da usina hidrelétrica de Sobradinho. Para que a Furnas possa renovar a concessão da Usina Hidrelétrica de
Itumbiara por um novo período de 30 anos a partir de 27 de fevereiro de 2020, ela terá de seguir certas condições previstas na Lei nº
13.182/2015, em parte alterada pela Lei nº 13.299/2016. A lei estabeleceu que o fornecimento para contratos celebrados pela Furnas
em leilões deve começar em 1º de janeiro de 2016 e terminar em 26 de fevereiro de 2035, sujeito a reduções anuais graduais da
energia fornecida por esses contratos de 27 de fevereiro de 2030 a fevereiro 26, 2035, quando toda a garantia física da usina de
Itumbiara será alocada ao regime de cotas estabelecido pela Lei nº 12.783. Além disso, de acordo com a legislação vigente, a energia
não vendida pela usina de Itumbiara estará sujeita, a partir de 27 de fevereiro de 2020, ao regime de quotas estabelecido pela Lei nº
12.783. Furnas aprovou a renovação da concessão da usina hidrelétrica de Itumbiara, no entanto, o preço de referência estabelecido
pela lei poderá não ser atraente para os consumidores em futuros leilões a serem realizados até dezembro de 2019 para a contratação
da garantia física. Na data deste relatório anual, a Furnas realizou quatro leilões para vender energia produzida pela usina de
Itumbiara, em 19 de janeiro de 2016, 7 de novembro de 2016, 16 de dezembro de 2016 e 21 de fevereiro de 2017, vendendo parte, mas
não todo, do volume total disponível. Não podemos garantir que a legalidade da Lei Nº 13.182/2015 e da Lei Nº 13.299/2016 não será
questionada, e que todas as condições necessárias para tornar a renovação da concessão da Itumbiara em um projeto economicamente
viável serão cumpridas, o que poderia afetar negativamente nossos resultados operacionais e nossa situação financeira.
O valor dos pagamentos a serem recebidos após a renovação de nossas concessões, cujo término estava previsto entre 2015 e 2017,
pode não ser suficiente para cobrir nossos investimentos nessas concessões. Além disso, somos incapazes de estimar quando e em
quais termos os pagamentos em relação às concessões de geração serão efetuados.
Em relação às nossas concessões de geração e transmissão, ao aceitar a renovação das concessões, cujo término estava previsto entre
2015 e 2017, aceitamos pagamentos como compensação para a parte não amortizada e não desvalorizada de nossos ativos com relação
às concessões. Em 31 de dezembro de 2016, em conformidade com a Lei Nº 12.783, fomos contemplados com os pagamentos totais
de R$ 36,6 bilhões em relação às nossas concessões de transmissão. Para obter mais informações, consulte “- Principais Fatores que
Afetam o Nosso Desempenho Financeiro - Pagamento de RBSE de Transmissão”.
Em 20 de abril de 2016, a MME promulgou a Instrução nº 120, que regula as condições de recebimento dos pagamentos referentes aos
ativos de transmissão da RBSE e que estabelece que os valores homologados pela ANEEL referentes a esses ativos deverão ser
incorporados na Base de Remuneração Regulatória, acrescida da remuneração pelo custo do patrimônio líquido de 1º de janeiro de
2013 a julho de 2017, quando o processo tarifário será realizado para incluir tais pagamentos e, a partir dessa data, a compensação
desses ativos será determinada através do WACC, o custo médio ponderado do capital, definido pela ANEEL, até a data efetiva do
pagamento. O WACC é calculado como uma média entre o custo de capital próprio dos acionistas e de terceiros, que é o custo das
dívidas financeiras.
Os valores relacionados à RBSE, uma vez atualizados e pagos, serão adicionados às Receitas Anuais Permitidas (RAPs) dos projetos
relevantes que foram renovados em 2012, a partir da revisão tarifária de 2017, acrescidos de compensação pelo custo do capital
próprio mencionado acima. As parcelas de compensação e depreciação serão definidas de acordo com as metodologias da Revisão
Tarifária Periódica das Receitas das Concessionárias Existentes, aprovadas pela ANEEL, e a Base de Ativos Regulatórios será
depreciada considerando a vida útil residual dos ativos, e será atualizada com base no índice IPCA. A partir do processo tarifário de
2017, a compensação por meio da aplicação do WACC será aplicável por um período de oito anos.
No entanto, certas associações de consumidores de energia questionaram legalmente esses aumentos, alegando que esses encargos
seriam impróprios, especialmente no que se refere à compensação pelo custo do capital, e que essas diferenças deveriam ser pagas
com recursos públicos e não repassadas aos consumidores. No caso de os consumidores terem sucesso em seus processos e serem
capazes de rever total ou parcialmente a cobrança desses montantes, nossos resultados financeiros podem ser afetados de maneira
adversa. Em 10 de abril de 2017, foi concedida uma injunção parcial a favor dessas associações, a fim de excluir a tarifa que as
associações tiveram de pagar em relação à compensação prevista pela Portaria MME 120/2016. Se a injunção parcial permanecer em
vigor, a ação deve ser decidida contra nós e/ou novos processos judiciais podem ser interpostos por outras associações de
consumidores do mercado regulado, com o Governo Brasileiro não assumindo a obrigação de pagar por esses créditos, e poderemos
não receber o valor total dos ativos contabilizados em nossa demonstração financeira, ou talvez seja necessário fazer uma provisão
contábil. A ANEEL ainda não definiu os critérios para a indenização de ativos de geração, os quais podem ser inferiores ao valor
solicitado por nós.
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O valor das tarifas revisadas que calculamos como parte da renovação das concessões dentro do âmbito da Lei nº 12.783 com base
em nossas despesas, custos e receitas esperadas pode ser inferior às tarifas que eventualmente receberemos.
A Lei Nº 12.783 determina, dentre outros, as tarifas a serem cobradas por concessionárias com base nos custos de operação e
manutenção, encargos, taxas e pagamentos para uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Ao aceitarmos a renovação de nossas
concessões antecipadamente, fizemos algumas suposições sobre os ativos da Furnas, da Chesf, da Eletronorte e da Eletrosul que
podem não se materializar ao longo do tempo, particularmente em relação às reduções de custos planejadas. Em decorrência disto, as
tarifas que nossas controladas receberão dentro do prazo podem ser inferiores ao previsto, podem não cobrir os valores efetivamente
investidos, ou podem somente ser pagas após uma quantidade significante de tempo, que podem afetar prejudicialmente nossos
resultados das operações e condição financeira.
De acordo com as regras vigentes para a revisão tarifária das concessões de geração e transmissão, poderemos não receber o valor
total para nos compensar pelos custos incorridos com relação à operação e manutenção dessas concessões e quaisquer despesas
relacionadas a esses ativos.
No Brasil, o modelo regulatório adotado para as empresas de transmissão é baseado no modelo tradicional inglês de preço/receita. De
acordo com este modelo, a ANEEL determina as receitas a serem cobradas pelas empresas, que devem cobrir quaisquer custos de
capital, operação e manutenção considerados eficientes. Como é o caso das empresas de distribuição, os mecanismos de regulação das
empresas de transmissão são a revisão tarifária, que ocorre a cada cinco anos, e o reajuste tarifário anual, que é um ajuste monetário
das tarifas cobradas. Estes mecanismos dependem do contrato de concessão de cada empresa. No momento da revisão tarifária, o
objetivo da ANEEL é recalcular os custos de operação e manutenção eficientes do sistema administrado pela empresa de transmissão.
Empresas com altos custos operacionais comparadas a empresas similares só recebem compensação parcial.
Compete também à ANEEL determinar as receitas a serem cobradas pelas empresas geradoras, detentoras de ativos com contratos de
concessão renovados ou decorrentes de leilões de concessões (ambos casos de acordo com a Lei nº 12.783). A Receita de Geração
Anual (RGA) é o valor a que as empresas geradoras têm o direito de fornecer a garantia física de uma usina hidrelétrica. A RAG é
calculada considerando os custos regulatórios de operação, manutenção, administração, compensação e amortização da usina
hidrelétrica, sendo reajustada anualmente, além de ser revisada a cada 5 anos.
De acordo com a regulamentação vigente, para reconhecer os investimentos necessários para manter a adequada prestação de serviços, a
ANEEL determinou que as empresas geradoras devem apresentar planos de investimentos a cada 5 anos, a serem aprovados pela Agência,
para que a compensação comece a ser paga após o início das operações da usina. No entanto, a ANEEL está promovendo uma revisão desta
metodologia, que consiste em estabelecer um montante regulatório para cobrir investimentos em melhorias, a serem incluídos na receita fixa
da concessão. Esta receita será então ajustada anualmente, sem a necessidade de um processo de revisão tarifária.
Se nossas empresas de transmissão não atuarem corretamente ou a ANEEL optar por manter o atual processo de revisão das receitas
de transmissão, estaremos expostos à possibilidade de não sermos devidamente compensados pelos custos e despesas dos
investimentos nesses ativos. Isso pode afetar nossos resultados operacionais e nossa condição financeira. Caso isso não ocorra, o risco
de não ter nossos investimentos devidamente remunerados pela ANEEL permanecerá e poderá afetar adversamente nossos resultados
operacionais e condição financeira.
Não há garantias de que nossos contratos de concessão existentes serão renovados e, em caso positivo, em quais termos.
Realizamos nossas atividades de geração, transmissão e distribuição conforme os contratos de concessão celebrados entre o Governo
Brasileiro através da ANEEL.
O Governo Brasileiro pode renovar as concessões existentes que não foram renovadas em conformidade com a Lei Nº 12.783 e
Lei Nº 13.182/2015, por um período adicional de 30 anos, sem necessidade de realizar um novo processo de licitação pública. Se
solicitarmos uma renovação, o Governo Brasileiro poderá renovar a concessão em termos menos favoráveis. Isto se aplica
aproximadamente a 41% de nossos ativos corporativos de geração e 9,1% de nossos ativos corporativos de transmissão, exceto as
usinas de Itaipu e nossas usinas de energia nuclear, Angra I e Angra II.
Considerando o critério do Governo Brasileiro em relação à renovação de concessões, podemos enfrentar concorrência considerável
durante o processo de renovação. Consequentemente, não podemos garantir que nossas concessões serão renovadas ou se serão
renovadas em termos semelhantes.
A cada cinco anos, as garantias físicas de nossas plantas podem ser reavaliadas e podemos incorrer em custos adicionais para
comprar energia para cumprir os acordos existentes, o que poderia reduzir nossas receitas.
A Portaria MME nº 622/2016 publicou e abriu em consulta pública o Relatório de Revisão Ordinária de Garantia Física de Energia e os
Valores Revistos de Garantia Física de Energia das Usinas Hidrelétricas Despachadas operando no SIN. Os impactos para o nosso grupo
podem provocar alterações nas garantias físicas totais do sistema que ainda estão em análise, uma vez que o resultado da consulta pública
ainda não foi divulgado. Esperamos que o processo seja concluído em 2017 e que a revisão seja aplicada a partir de 2018. As possíveis
mudanças na garantia física em 2018 podem afetar nossas usinas da seguinte forma: Boa Esperança (redução de 5%), Complexo Paulo
Afonso - Moxotó (redução de 5%); Corumbá I (decréscimo de 5%); Curuá-Una (redução de 3,3%); Funil (redução de 5%); Furnas (redução
de 2,8%); Itumbiara (redução de 5%); Sobradinho (redução 5%); Tucuruí I e II (redução de 3,2%), entre outros.
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A redução da garantia física, especialmente para aquelas que ainda não tiveram suas concessões renovadas, poderia impactar nossas
receitas e aumentar nossas despesas devido à necessidade de compra de energia para cumprir com os contratos de compra e venda já
em vigor.
O valor de títulos da dívida pública que podemos receber em troca de nossos créditos na Itaipu pode ser inferior ao valor dos
créditos.
A Lei Nº 12.783 autorizou o Governo Brasileiro a adquirir os créditos que detemos em face da Itaipu em decorrência de nosso
financiamento da construção da usina hidrelétrica de Itaipu em troca dos títulos da dívida pública mobiliária de um valor
equivalente. Caso o Governo Brasileiro adquira esses créditos, o valor dos títulos da dívida pública transferidos a nós no futuro podem
ser inferiores ao valor de nossos créditos na Itaipu e pode afetar prejudicialmente nossos resultados das operações e condição
financeira.
Somos controlados pelo Governo Brasileiro, cujas políticas atuais e prioridades afetam diretamente nossas operações e podem
entrar em conflito com os interesses de nossos investidores.
O Governo Brasileiro, na qualidade de acionista majoritário, exerce influência relevante sobre a orientação estratégica de nossos
negócios. O Governo Brasileiro também está investido de poderes para nomear sete dos dez membros de nosso Conselho de
Administração e, por meio deles, a maioria dos diretores executivos responsáveis por nossa administração diária. Além disso, o
Governo Brasileiro atualmente detém a maioria de nossas ações com direito a voto. Consequentemente, o Governo Brasileiro detém a
maioria de votos em nossas assembleias de acionistas, estando, assim, investido de poderes para aprovar a maioria das matérias
previstas por lei, incluindo: (i) a venda total ou parcial das ações de nossas controladas ou afiliadas; (ii) aumento de nosso capital
social; (iii) determinação de nossa política de distribuição de dividendos, à medida que atenda à distribuição de dividendos mínima
prevista por lei; (iv) emissões de títulos no mercado nacional e internacional; (v) cisões e fusões corporativas; (vi) permutas de nossas
ações ou outros títulos; e (vii) resgate de classes diferentes de nossas ações, independente da aprovação por titulares das ações e
classes que estejam sujeitas ao resgate.
Nossas operações impactam o desenvolvimento comercial, industrial e social promovido pelo Governo Brasileiro. Portanto, podemos
incorrer custos ou nos envolver em operações que podem não necessariamente atender aos interesses de nossos outros investidores.
Nós temos responsabilidades relevantes e estamos expostos a restrições de liquidez de curto prazo, que poderiam dificultar a nossa
obtenção de financiamento para nossos investimentos planejados e afetar prejudicialmente nossos resultados das operações e
condição financeira.
Para financiar as despesas de capital necessárias para atender aos objetivos de crescimento em longo prazo, nós incorremos um valor
de dívida relevante. Como nosso fluxo de caixa das operações nos últimos anos não tem sido suficiente para financiar nossas despesas
de capital, serviço de dívida e pagamento de dividendos, nossa dívida aumentou significantemente desde 2012. Em 2016,
conseguimos reduzir nossa dívida em 1,7% para R$ 45.620 milhões em 31 de dezembro de 2016, comparado a R$ 46.398 milhões em
31 de dezembro de 2015. No entanto, nossa dívida, líquido de caixa, equivalentes de caixa e títulos negociáveis aumentaram 3,2%
para R$ 39,196 milhões em 31 de dezembro de 2016 em comparação a R$ 37,966 milhões em 31 de dezembro de 2015. 71% de nossa
dívida existente (principal), ou R$ 32,6 bilhões, vencerá nos próximos cinco anos. Para cumprir nossos objetivos de crescimento,
manter nossa capacidade de financiar nossas operações e amortizar vencimentos de dívidas programados, precisaremos levantar
quantidades significativas de capital de dívida de uma ampla gama de fontes de captação, bem como vender determinados ativos. Para
cumprir nossa dívida após atender às nossas metas de despesa de capital, temos nos valido de, e podemos continuar a nos valer de, um
conjunto de fluxos de caixa previstos por nossas operações, levantamentos de crédito conforme nossas linhas de crédito disponíveis,
nosso caixa e saldo de investimentos financeiros a curto prazo, a aquisição do endividamento adicional, o recebimento de pagamentos
do governo por concessões renovadas nos termos da Lei nº 12.783 e a venda de ativos, como a recente venda da CELG-D. Após o
rebaixamento dos ratings soberanos, perdemos nossos ratings de grau de investimento da Fitch, Moody’s e Standard & Poor’s. Se, por
qualquer motivo, enfrentarmos dificuldades descontínuas na avaliação do financiamento de dívida, isso poderia prejudicar nossa
capacidade de realizar despesas da capital nos valores necessários para manter nosso nível atual de investimentos ou nossas metas a
longo prazo e poderia impedir nossa capacidade de cumprir nossas obrigações de pagamento de principal e juros aos nossos credores,
como nosso fluxo de caixa das operações é atualmente insuficiente para financiar as despesas de capital planejadas e todas as nossas
obrigações de serviço de dívida. Se, por qualquer motivo, enfrentarmos dificuldades contínuas no acesso a financiamentos de dívida
ou houver algum atraso em recebermos os valores devidos nos termos dos pagamentos do governo, isso poderia dificultar nossa
capacidade de fazer investimentos de capital nos montantes necessários para manter nosso nível atual de investimentos ou nossos
objetivos de longo prazo. Além disso, poderia prejudicar nossa capacidade de cumprir oportunamente nossas obrigações de pagamento
de principal e juros com nossos credores.
19
Estamos sujeitos a algumas avenças, cujo descumprimento pode permitir que os credores dos créditos relevantes antecipem seus
compromissos.
Fazemos parte de diversos créditos de financiamento internacionais e nacionais na qualidade de tomadora e garantidora. Os títulos que
emitimos nos mercados de capital internacionais e nossos financiamentos de crédito existentes exigem a nossa conformidade com
diversas avenças financeiras e não-financeiras, ais como a apresentação demonstrações financeiras até determinados prazos e a
apresentação de um relatório de auditoria não qualificado, dentre outros. Podemos não estar aptos a cumprir as avenças, o que poderia
acarretar em algumas hipóteses de inadimplemento e, consequentemente, permitir que os credores relevantes antecipem os
empréstimos, possivelmente permitindo que outros credores se fundamentem nas suas disposições de inadimplemento. Se algum
credor fizer este pedido, isso poderia permitir que outros credores usassem os mesmos argumentos e também pedissem provisões
aceleradas. No entanto, em uma base acordada, esses mesmos credores podem conceder dispensas sobre o incumprimento de
covenants, temporariamente ou não, e não pedir as provisões aceleradas. No entanto, não podemos garantir que os credores relevantes
nos concederão renúncias por violações de nossas avenças no futuro, e qualquer violação de avença poderia resultar em circunstâncias
que geralmente acarretam em inadimplementos em outros empréstimos.
Estamos sujeitos a normas que limitam empréstimos por empresas do setor público e podemos não obter fundos suficientes para
completar nossos programas de despesa de capital propostos.
Em relação às despesas de capital para projetos de expansão, modernização, pesquisa, infraestrutura e ambientais, em 2016,
desembolsamos R$ 8,7 bilhões e, em 2015, R$ 10,4 bilhões. Em relação a 2017, nosso orçamento atual prevê aproximadamente
R$ 8,9 bilhões de despesas de capital. Não podemos garantir que financiaremos nossos programas de despesa de capital a partir de
nosso fluxo de caixa ou recursos externos. Além disso, como uma empresa estatal, estamos sujeitos a normas que limitam nosso
endividamento e investimentos e devemos apresentar nossos orçamentos anuais propostos, incluindo estimativas dos valores de nossas
exigências de financiamento e recursos de nosso financiamento, ao Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão e o Congresso
Brasileiro para aprovação. Portanto, se nossas operações não se enquadrarem dentro dos parâmetros e condições estabelecidos pelas
normas e pelo Governo Brasileiro, podemos ter dificuldade em obter as autorizações de financiamento necessárias, que poderiam criar
dificuldades no levantamento de fundos.
Se não estivermos aptos a obter fundos, nossa capacidade de investir em despesas de capital para expansão e manutenção pode se
prejudicialmente impacta, o que poderia afetar prejudicialmente a execução de nossa estratégia de crescimento, particularmente nosso
investimento em projetos de larga escala, o que poderia afetar prejudicialmente nossos resultados da condição financeira e operações.
Os valores que recebemos da Conta de Consumo de Combustível é insuficiente para cobrir custos relacionados à geração
termoelétrica de energia.
O Governo Brasileiro introduziu a Conta de Consumo de Combustível, ou Conta CCC, em 1973. O objetivo da Conta CCC era
equalizar os custos de geração de energia para empresas de eletricidade localizadas em áreas onde a geração é principalmente
termoelétrica e, portanto, mais cara a fim de evitar picos nas tarifas pagas por consumidores finais nestes locais. Temos administrado a
Conta CCC desde então, efetuando os pagamentos relevantes aos beneficiários. Até 2013, a Conta CCC era financiada por meio de
quotas pagas por Empresa com atividades no setor de energia. Entretanto, após a promulgação da Lei no 12.783, os fundos da Conta
CDE são agora os fundos principais da Conta CCC. Os custos de geração do sistema isolado são parcialmente cobertos pela Conta
CCC.
Os custos de geração do Sistema Isolado são parcialmente cobertos pela Conta CCC, no entanto, tais valores de reembolso são
importantes para complementar as receitas de nossas empresas de distribuição devido aos altos custos de geração e perdas técnicas e
comerciais na região. Nossas controladas de distribuição incorreram em dívida substancial com fornecedores de combustíveis de
terceiros, especialmente em decorrência do atraso na transferência de recursos da Conta CCC nos últimos anos. Nossas controladas de
distribuição incorreram em multas e pagamentos de juros como resultado do não pagamento de seus débitos, que não são totalmente
cobertos pela Conta CCC.
Em dezembro de 2014, algumas de nossas controladas de distribuição renegociaram valores vencidos com fornecedores de
combustível e gás terceirizados. Em 31 de dezembro de 2016, esses valores totalizavam aproximadamente R$ 11 bilhões, os quais
foram negociados e formalizados através de documentos de reconhecimento de dívida, os quais serão pagos em 120 parcelas mensais
atualizadas pela SELIC. Em dezembro de 2014, nossas controladas de distribuição também iniciaram renegociações com a Conta
CDE, estabelecida pela Portaria MME/MF nº 652/2014, já que as distribuidoras estão utilizando os créditos devidos a elas na Conta
CDE como garantia de suas renegociações de dívida com os fornecedores. Garantimos os documentos que estão sendo renegociados
com esses fornecedores de combustíveis em relação a quaisquer valores não cobertos pelos recebíveis devidos a eles na Conta CDE ou
na Conta CCC.
20
Além disso, durante o período de 1º de janeiro de 2015 a julho de 2015, incorreram outras dívidas com fornecedores de óleo
combustível e gás natural em aproximadamente R$ 7 bilhões em 31 de dezembro de 2016 devido à contínua inadimplência de nossas
controladasde distribuição. As controladas de distribuição junto a nós ainda estão negociando novos contratos com fornecedores de
combustíveis de terceiros para as dívidas contraídas até o momento. Para pagamento de parte dessas dívidas, as distribuidoras são
mutuantes de novos créditos para a Conta CDE/CCC, conforme previsto na Medida Interministerial MME/MF nº 372/2015. No
entanto, a renegociação desta dívida ainda não ocorreu e as empresas de distribuição continuam a incorrer em penalidades e acumular
juros para com os fornecedores de combustíveis, além de serem potencialmente excluídas do fornecimento a qualquer momento.
Em 7 de fevereiro de 2017, a ANEEL emitiu a Resolução nº 2.202/2017, publicada em 2 de agosto de 2017, que aprovou o orçamento
anual da Conta CDE para 2017 e suspendeu a transferência dos créditos esperados por nossas empresas distribuidoras, de acordo com
as Portarias Interministeriais MME/MF nº 652/2014 e 372/2015. Como mencionado acima, uma parcela significativa desses créditos
serve como cobertura para o pagamento de dívidas com fornecedores de combustíveis que foram incorridas pelas empresas de
distribuição em 2014 e 2015. O orçamento aprovado pela ANEEL para 2017 também reduziu a previsão orçamentária da Conta
CCC/CDE sobre as despesas das empresas de distribuição no ano corrente.
Atualmente, a ANEEL está inspecionando nossas empresas distribuidoras quanto aos créditos que elas detêm sobre a Conta
CCC/CDE, especialmente aquelas que servem como cobertura de pagamento e garantia de dívidas com fornecedores de combustíveis.
Se esses montantes forem questionados e/ou parcialmente ou totalmente desativados, poderemos ter que revisar a renegociação de
dívidas com nossos fornecedores de combustível; o pagamento das dívidas pode ser acelerado; e/ou poderíamos ser ordenados a
garantir integralmente as dívidas não cobertas pelos créditos da conta CCE/CDE. A desaprovação dos créditos das Contas CCE/CDE
também pode causar ajustes contábeis específicos e impactos em nossas demonstrações financeiras. A irregularidade no pagamento
das dívidas com os fornecedores pode também implicar a interrupção do fornecimento de combustível, desativando nossas empresas
de distribuição para gerar energia e levando-as a incorrer em custos elevados devido à aquisição de energia para revenda do mercado.
Além disso, qualquer novo atraso nos fundos transferidos da Conta CCC para nós e para nossas controladas de distribuição também
pode afetar adversamente o fluxo de caixa dessas empresas.
Como administrador de alguns fundos setoriais, podemos ser acusados de má administração.
Gerenciamos atualmente algumas contas e fundos, como a Conta CCC, a Conta CDE e o Fundo RGR, além de programas governamentais,
como Luz para Todos, Procel e Proinfa. Esses fundos e programas são administrados em conformidade com as normas e regulamentos
promulgados pela ANEEL e MME. Correspondentemente, a ANEEL e outros órgãos de fiscalização, tais como o Tribunal de Contas da
União (o “TCU”) podemos não concordar com a forma de interpretação de algumas disposições para administração dessas contas e/ou
financiamentos. Consequentemente, podemos ser expostos a penalidades significativas por não conformidade com essas regras, e podemos
ter de reembolsar esses fundos em quaisquer montantes que possam ser considerados inadequadamente gerenciados. Além disso, estamos
sujeitos à responsabilidade civil e penal pela administração de fundos de terceiros.
Em janeiro de 2014, a ANEEL iniciou um processo administrativo determinando que reembolsemos ao Fundo RGR o valor histórico
de aproximadamente R$ 2 bilhões atualizados pela taxa SELIC. Recorremos contra esta decisão. Em 10 de maio de 2016, a ANEEL
negou provimento ao primeiro recurso e determinou que indenizássemos o Fundo RGR por aquele valor. Em junho de 2016, a Lei no
13.299/2016 foi promulgada. Como resultado, apresentamos um novo recurso solicitando o cumprimento da nova lei, o que nos
permitiu compensar os créditos que nós aceleramos no passado em relação ao Fundo RGR com o reembolso exigido pela ANEEL.
Contudo, em 27 de setembro de 2016, a ANEEL concedeu parcialmente o nosso recurso, entendendo que era nossa responsabilidade
reembolsar o Fundo RGR no valor de R$ 2.037,8 milhões (o valor histórico de 31 de dezembro de 2011), a ser ajustado por uma taxa
de juros anual de 5% devida em parcelas mensais entre janeiro de 2017 e 2026. Continuamos a discutir o montante e,
consequentemente, recorremos desta decisão. Não podemos garantir, entretanto, que este novo recurso será concedido. Além disso,
por meio do Decreto nº 9.022/2017, a ANEEL reverá o montante mencionado acima e emitirá um ato determinando o reembolso de
recursos de nós ao Fundo RGR.
Em dezembro de 2015, tomamos conhecimento de que fizemos certos pagamentos indevidos enquanto administradores do Fundo
RGR no que diz respeito ao pagamento das parcelas a certas concessionárias de geração e distribuição que renovaram suas concessões
em 2013, referente à primeira parcela de créditos considerados não sem impairment e não resgatados pela Lei nº 12.783/2013. Entre as
concessionárias que receberam pagamentos adicionais indevidos, algumas delas são nossas controladas de geração e transmissão.
Assim, tais valores devem ser devolvidos ao Fundo RGR. Informamos voluntariamente ao TCU e à ANEEL sobre os pagamentos para
que eles possam solicitar o reembolso. Estamos investigando isso mais internamente, a fim de determinar a responsabilidade.
A ANEEL, por meio da Resolução nº 84, de 13 de janeiro de 2017, determinou que nós e nossas controladas devolvêssemos esses
valores à Conta CDE e ao Fundo RGR no valor histórico de R$ 604,2 milhões. Nós reembolsaremos o Fundo RGR em seis parcelas
mensais iguais, que serão atualizadas a partir da data de pagamento até a data real de reembolso. Estamos discutindo as condições para
o reembolso com a ANEEL. No entanto, se as empresas que receberam os pagamentos adicionais impróprios não reembolsarem esses
valores, poderemos ser solicitados a reembolsar qualquer défice devido à RGR.
21
A Lei nº 13.360/2016, regulamentada pelo Decreto nº 9.022/2017, determinou que o orçamento, a administração e a movimentação da Conta
CDE, da Conta CCC e do Fundo RGR estarão sob a nossa responsabilidade até 30 de abril de 2017, ou até que a ANEEL transfira essa
responsabilidade para a CCEE. No entanto, ainda teremos de responder aos órgãos de fiscalização pela gestão dos fundos/contas
durante o período em que eles permanecerem sob a nossa gestão. Além disso, em 30 de abril de 2017, o Decreto nº 9.022 estabelecerá
que enviaremos mensalmente à CCEE a documentação com os valores a serem transferidos e recebidos para o cumprimento do
programa Luz para Todos, bem como os contratos de empréstimo firmados como parte da Conta CDE e do Fundo RGR. Também
continuaremos a sermos responsáveis pela gestão dos contratos de empréstimo com recursos ao Fundo RGR que foram executados até
17 de novembro de 2016. De acordo com o Decreto, é nossa responsabilidade: (i) cobrar o empréstimo de acordo com o cronograma
estabelecido nas cláusulas de cada contrato; e (ii) reembolsar ao Fundo RGR, enquanto devedor ao abrigo destes acordos, os recursos
relativos à amortização, à taxa de juros do contrato e à taxa de reserva de crédito em não mais de cinco dias a contar da data
mencionada no contrato de empréstimo, mesmo em caso de eventual incumprimento do contrato por parte dos agentes do setor da
eletricidade. Não concordamos com a disposição que estabeleceu que somos responsáveis pelo pagamento de dívidas de contratos de
empréstimo celebrados por agentes do setor de eletricidade, pois atuamos apenas como gestores do Fundo RGR. No entanto, se o
decreto não for alterado no futuro, poderemos ter que reembolsar quaisquer parcelas inadimplentes ou incorrer em penalidades e juros
de mora, conforme previsto nos contratos.
Qualquer um desses eventos pode nos sujeitar à responsabilidade, o que por sua vez poderia ter um efeito adverso relevante sobre
nossos resultados operacionais e condição financeira.
Podemos ser incapazes de implementar nossa estratégia em sua totalidade.
Nossa capacidade de alcançar os objetivos principais de nossa estratégia depende de diversos fatores, dentre eles, nossa capacidade de:
Implementar um plano de eficiência operacional com objetivo de reduzir custos, aumentar receitas e melhorar a qualidade e
credibilidade de nossos serviços;
Diminuir nossa alavancagem e nosso índice EBITDA de dívida líquida;
Aumentar os negócios de forma sustentável e rentável, considerando os níveis adequados de alavancagem;
Aperfeiçoar nosso modelo comercial, governança corporativa e administração; e
Aperfeiçoar nossa alocação de recursos humanos em decorrência dos novos regulamentos do setor de energia brasileiro.
Não podemos garantir que estaremos aptos a realizar esses objetivos e os especificados no “Item B. Estratégia-Visão Geral
Corporativa” em sua totalidade ou sucessivamente. O impacto sobre os elementos principais de nossa estratégia podem afetar
prejudicialmente nossa condição financeira e resultados de operações. Para obter mais informações sobre nossa estratégia, consulte
“Item B. Visão Geral do Negócio-Estratégia”.
Se nossos ativos fossem dedicados à prestação de serviços de utilidade pública, eles não estariam disponíveis para liquidação em
caso de nossa falência e poderiam não estar sujeitos à penhora para assegurar uma sentença.
A Lei no 11.101/2005, ou a Nova Lei de Falências, rege a recuperação judicial, recuperação extrajudicial e processos de liquidação e
substitui o processo judicial de recuperação de dívida conhecido como concordata (reorganização) para recuperação judicial e
extrajudicial. A Nova Lei de Falências estabelece que suas disposições não se aplicam a empresas estatais e Empresas de economia
mista (como a Eletrobras). No entanto, a Constituição Federal brasileira estabelece que as empresas de economia mista, assim como a
Eletrobrás, que operam um negócio comercial, estarão sujeitas ao regime jurídico aplicável às empresas privadas em matéria de direito
civil, comercial, trabalhista e questões fiscais. Correspondentemente, é incerto se as disposições relacionadas à recuperação judicial e
extrajudicial e os processos de liquidação da Nova Lei de Falências serão aplicáveis a nós. Entretanto, a Lei no 12.767/2012
estabelece que a recuperação judicial e extrajudicial não se aplica a concessionárias públicas até o término das concessões.
Acreditamos que uma parte relevante de nossos ativos, incluindo nossos ativos de geração, nossa rede de transmissão e nossa rede de
distribuição limitada, seria considerada pelos tribunais brasileiros relacionada à prestação de serviços de utilidade
pública. Correspondentemente, esses valores não estariam disponíveis para liquidação em caso de nossa falência ou disponível para
penhora para assegurar uma sentença. Em ambos os casos, esses ativos seriam revertidos ao Governo Brasileiro, nos termos da lei
brasileira e termos de nossos contratos de concessão. Embora o Governo Brasileiro não seria obrigado, em tais circunstâncias, a nos
remunerar em relação à reversão desses ativos, não podemos garantir que o nível de remuneração recebido seja equivalente ao valor
de mercado dos ativos e, correspondentemente, nossa condição financeira e resultados de operações poderiam ser afetados.
22
Podemos responder por danos, sujeitos a outros regulamentos e ter dificuldades em obter financiamento se houver um acidente
nuclear envolvendo nossa subsidiária Eletronuclear.
Nossa subsidiária Eletronuclear, na qualidade de operadora de usinas de energia nuclear, está sujeita a responsabilidade estrita de
acordo com as leis brasileiras por danos em caso de acidente nuclear causado elas operações das usinas de energia nuclear Angra I e
Angra II. A Convenção de Viena sobre Responsabilidade Civil por Danos Nucleares, ou a Convenção de Viena, entrou em vigor no
Brasil em 1993. A Convenção de Viena estabelece que uma operadora de usina nuclear, como a Eletronuclear, em uma jurisdição que
tenha adotado legislação implementando a Convenção de Viena, será estritamente responsável por danos nucleares. Em 31 de
dezembro de 2016, nossas usinas de energia nuclear Angra I e Angra II foram seguradas por risco nuclear em caso de acidente nuclear
pelo valor total, por usina de energia, de US$ 500 milhões por danos materiais e de US$ 239,7 milhões por responsabilidade civil.
As usinas nucleares de Angra I e Angra II operam sob a supervisão da CNEN e estão sujeitas a inspeções periódicas por agências
internacionais, como a Agência Internacional de Energia Atômica e a Associação Mundial de Operadores Nucleares. A Eletronuclear
investe aproximadamente R$ 100 milhões por ano na modernização e incorporação dos mais recentes requisitos de segurança para as
usinas.
A Eletronuclear realizou uma ampla reavaliação do risco associado a questões ambientais e, em resposta, fez pequenos ajustes em
certas barreiras de proteção. Além disso, a Eletronuclear verificou as condições de resposta a acidentes seguindo os procedimentos de
teste de estresse adotados pela União Européia para usinas nucleares em construção ou em operação na Europa. Como resultado desse
processo de verificação, a Eletronuclear implementou várias medidas de segurança complementares.
A Eletronuclear procura cumprir todas as ações preventivas e de segurança, no entanto, não pode garantir que, em caso de acidente
nuclear, seu seguro será suficiente. Correspondentemente, nossa condição financeira e resultados de operações podem ser afetados se
um acidente nuclear ocorrer.
Além disso, nossa usina nuclear de Angra III sofreu grandes atrasos e nunca esteve operacional. Se não pudermos concluir a
construção da usina de Angra III, nossa condição financeira e os resultados das operações poderão ser afetados de maneira
adversa.
Em 2009, a Eletronuclear iniciou a construção de uma nova usina nuclear, denominada Angra III. A construção foi interrompida em
2015 quando a mídia divulgou possíveis atividades ilegais de empresas que prestam serviços à Eletronuclear em relação à usina
nuclear de Angra III. Na data deste relatório anual, a Eletronuclear executou 60% do projeto original e investiu R$ 8,9 bilhões. Em
2016, revisamos o orçamento total do projeto Angra III e mudamos a data prevista para a operação da usina nuclear de Angra III para
dezembro de 2022. Como resultado, em 2016, reconhecemos um impairment no valor de R$ 2.886 milhões e registramos um oneroso
contrato de R$ 1.350 milhões para este projeto O montante de impairment acumulado reconhecido em nosso balanço totalizou
R$ 8,949 bilhões em 31 de dezembro de 2016 e R$ 1,350 bilhões em contrato oneroso acumulado.
Estamos atualmente buscando revisar a tarifa da Angra III e a autorização do CNPE para retomar a construção e também estamos
procurando novas fontes de financiamento. Se não formos bem-sucedidos, seremos fiadores de um financiamento de R$ 6,15 bilhões
(no qual R$ 3,48 bilhões estão pendentes em 31 de dezembro de 2016) fornecidos pelo BNDES à Eletronuclear para a construção da
usina de Angra III, além de outros passivos contábeis que podem vir a ser registrados, o que poderia afetar adversamente nossa
condição financeira e os resultados operacionais.
Estamos atualmente à procura de compradores para nossas empresas de distribuição nas regiões Norte e Nordeste do Brasil, mas
se não pudermos encontrar qualquer comprador, poderemos ter que suportar os custos relacionados à dissolução e quaisquer
obrigações anteriores dessas empresas de distribuição.
Durante a Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas decidiram não
renovaram as concessões de seis controladas de distribuição, CEPISA, CEAL, Eletroacre, CERON, Boa Vista Energia e Amazonas D,
e até 31 de dezembro de 2017 nós pretendemos transferir o controle dessas controladas, de acordo com a Lei nº 13.360. Os acionistas
também aprovaram que essas empresas de distribuição possam continuar distribuindo energia até 31 de dezembro de 2017, desde que
os fundos necessários para operação, manutenção e novos investimentos sejam oriundos de encargos de clientes ou de financiamento
governamental. Os acionistas também aprovaram a resolução para devolver as concessões ao controle do governo a qualquer momento
se o controle não tiver sido transferido até 31 de dezembro de 2017, ou se o Governo deixar de alocar recursos para financiar essas
empresas a qualquer momento, ou se a tarifa não representar compensação adequada. Se devolvermos essas concessões, elas estarão
sujeitas a novas licitações no futuro.
Em 03 de agosto de 2016, o MME emitiu decretos que atribuíam temporariamente à distribuição de energia pública as controladas de
distribuição de modo a assegurar a continuidade do serviço, nos termos do artigo 9º, parágrafo 1º, da Lei nº 12.783. De acordo com
estes decretos, as empresas de distribuição prestarão esses serviços, de forma provisória, contra pagamento da compensação adequada,
até a transferência efetiva de controle dessas empresas, ou até 31 de dezembro de 2017, o que ocorrer primeiro.
23
Além disso, a Boa Vista Energia é responsável pela prestação de serviços na área de concessão da CERR, empresa estatal do governo
de Roraima. Nos termos do parágrafo 4º do artigo 9º da Lei nº 12.783, durante o período de prestação de serviços temporários, as
empresas de distribuição podem contrair empréstimos e/ou receber recursos da Conta CCC, da Conta CDE e do Fundo RGR, sujeitas à
aprovação da ANEEL.
Entretanto, como continuamos sendo acionistas majoritários das empresas de distribuição, não podemos garantir que transferiremos
satisfatoriamente o controle corporativo e todas elas até o final de 2017. Nesse caso, poderemos ser obrigados pela ANEEL a
continuar prestando serviços de distribuição para essas empresas por um longo período de tempo. Correspondentemente, nós
poderemos ter que arcar com os custos relacionados à dissolução de qualquer uma dessas empresas de distribuição que podem
permanecer sob nosso controle. Estes custos podem incluir a demissão dos empregados e outras obrigações. Também poderemos ter
que pagar despesas relacionadas a obrigações que as empresas de distribuição pudessem ter tido até o término do período de prestação
de serviço temporário ou relacionadas a obrigações nas quais atuamos como fiadores, o que poderia ter um efeito adverso relevante
em nossa posição financeira consolidada, resultados operacionais e fluxos de caixa no futuro.
Podemos incorrer prejuízos e gastar tempo e dinheiro defendendo litígios pendentes e processos administrativos.
Atualmente, fazemos parte de diversas ações judiciais relacionadas a ações civis, administrativas, ambientais, trabalhistas, fiscais e
corporativas ajuizadas contra nós. Essas demandas envolvem valores monetários substanciais e outros recursos. Algumas vezes
agimos em conjunto com outras companhias estatais ou entidades governamentais brasileiras. Estas atividades estão principalmente
nas áreas da cooperação técnica e pesquisa e desenvolvimento. Estabelecemos provisões para todos os montantes em disputa que
representam uma obrigação presente como resultado de um evento passado e é provável que haverá saída de recursos que incorporam
benefícios econômicos para liquidar a referida obrigação na visão de nossos assessores jurídicos, e em relação aos litígios que são
cobertos por leis, decretos administrativos, decretos ou decisões judiciais que se mostraram desfavoráveis. Em 31 de dezembro de
2015, dispomos um valor total de aproximadamente R$ 14,1 bilhões em relação aos processos judiciais, dos quais R$ 0,6 bilhões
estavam relacionados a ações fiscais, R$ 12,5 bilhões estavam relacionados a ações civis e R$ 1 bilhões estavam relacionados a ações
trabalhistas. Em 31 de dezembro de 2016, dispomos um valor total de aproximadamente R$ 20,7 bilhões em relação aos processos
judiciais, dos quais R$ 0,6 bilhões estavam relacionados a ações fiscais, R$ 18,7 bilhões estavam relacionados a ações civis e R$ 1,4
bilhões estavam relacionados a ações trabalhistas. (Ver “Item 8.A, Demonstrações Financeiras Consolidadas e Outras Informações -
Litígio” e nota 30 às nossas demonstrações financeiras consolidadas).
Nossa subsidiária Chesf é acusada em uma ação ajuizada pela Empresa Brasileira de Projetos e Obras e Mendez Júnior em relação a
algumas alterações ao contrato de construção da usina Xingó. Um recurso e um recurso especial estão atualmente perante o Superior
Tribunal de Justiça. Uma das principais questões se refere à aplicação de um fator de correção monetária. Além disso, o Tribunal
Federal do Recife, no Estado de Pernambuco, bloqueou R$ 497,2 milhões de ativos da Chesf em relação a este litígio em andamento.
No entanto, em 24 de janeiro de 2017, o tribunal reverteu a decisão, desbloqueando os ativos. Se o tribunal decidir contra a Chesf, esta
terá que pagar até R$ 1,2 bilhão aos autores.
Entre 22 de julho de 2015 e 15 de agosto de 2015, duas reclamações de ação de classe de títulos putativos foram registradas contra nós
e alguns de nossos empregados no Tribunal Distrital dos Estados Unidos no Distrito Sul de Nova York (SDNY). Em 2 de outubro de
2015, essas ações foram consolidadas e o Tribunal nomeou como requerentes principais, Dominique Lavoie e a Cidade de Providence.
Os requerentes protocolaram uma reclamação aditada consolidada em 8 de dezembro de 2015 alegadamente em nome de investidores
que compraram nossos títulos de negociação norte-americanos entre 17 de agosto de 2010 a 24 de junho de 2015, e protocolaram uma
segunda reclamação aditada em 26 de fevereiro de 2016.
A segunda reclamação aditada alega, dentre outras coisas, que nós e os réus individuais sabiam ou deveriam saber sobre a fraude
alegada cometida contra nós por um cartel de empreiteiras, bem como subornos e propinas alegadamente solicitados e recebidos pelos
nossos empregados; que nós e os réus individuais apresentaram declarações errôneas e omissões em relação à fraude alegada; e que o
preço das nossas ações declinou quando a fraude alegada foi divulgada.
Em 27 de março de 2017, o tribunal concedeu em parte, e negou em parte, o pedido dos nossos advogados de rejeitar a segunda queixa
alterada. Todas as queixas contra José Antonio Muniz Lopes, nosso ex-CEO, foram improcedentes, assim como as queixas de
responsabilidade contra José da Costa Carvalho Neto, nosso ex-CEO, e Armando Casado de Araújo, atual Diretor Financeiro, de
acordo com a Seção 10(b) da Lei de Valores Mobiliários e Regra 10b-5(a) e (c), promulgadas ao abrigo desta. A moção de dispensa
foi de outra forma negada quanto aos créditos restantes. A decisão não cria nenhuma obrigação financeira para nós, e o caso passará
agora para as fases de certificação e descoberta de classe. O prazo para responder à segunda queixa alterada é 5 de maio de 2017.
Essas ações judicias, se decididas contra nós, podem ter um efeito prejudicial grave sobre a nossa posição financeira consolidada,
resultados de operações e fluxos de caixa no futuro. Para mais informações, ver “Item 8.A, Demonstrações Financeiras Consolidadas e
Outras Informações - Litígio - Processos Ambientais”.
Na hipótese de que demandas envolvendo um valor relevante para o qual não tenhamos provisões sejam decididos contra nós, ou na
hipótese de que os prejuízos estimados se tornem relevantemente maiores que as provisões efetuadas, o custo total de decisões
desfavoráveis pode ter um efeito prejudicial grave sobre nossa condição financeira e resultados de operações. Além disso, nossa
administração poderá ser obrigada a direcionar seu tempo e atenção à defesa dessas acusações, o que poderia impedi-los de focar em
nosso negócio principal. Dependendo do resultado, alguns litígios podem resultar em restrições nas nossas operações e podem ter um
efeito prejudicial grave sobre alguns de nossos negócios.
24
Podemos incorrer prejuízos em ações judiciais em relação aos empréstimos compulsórios feitos de 1962 a 1993.
De acordo com a Lei Nº 4.156 de 28 de novembro de 1962, determinados usuários finais de eletricidade foram obrigados a fazer
“empréstimos compulsórios” para nós (por meio de cobranças por distribuidores), a fim de fornecer recursos para o desenvolvimento
do setor de eletricidade. Os clientes industriais consumindo mais de 2.000 kWh de eletricidade por mês foram obrigados a pagar um
valor equivalente a 32,5% de cada fatura de eletricidade para nós, na forma de um empréstimo obrigatório, o qual foi amortizado por
nós em 20 anos de saques parcelados. Os juros sobre os empréstimos compulsórios se acumulam de acordo com o IPCA - E, mais
6,0% ao ano. A Lei Nº 7.181 de 20 de dezembro de 1983 estendeu o programa de empréstimo obrigatório até 31 de dezembro de 1993
e estabeleceu que esses empréstimos poderão, sujeitos à aprovação dos acionistas, ser amortizados por nós na forma de uma emissão
de ações preferenciais ao valor contábil, ao invés de valores monetários.
Disponibilizados aos clientes qualificados, mediante a primeira e segunda conversões de créditos do empréstimo obrigatório
aproximadamente 42,5 bilhões ações de preferenciais classe “B”, e mediante a terceira conversão de créditos do empréstimo
obrigatório, cerca de 27,2 bilhões de ações preferenciais classe “B”. Além disso, os nossos acionistas aprovaram, em 30 de abril de
2008, a emissão de ações preferenciais adicionais para clientes qualificados, ao valor contábil, na amortização dos nossos empréstimos
compulsórios restantes. Se ações adicionais forem emitidas futuramente e o valor contábil dessas ações for inferior ao valor de
mercado dessas, o valor das ações dos acionistas existentes pode estar sujeito à diluição. Em 31 de dezembro de 2008, registramos
aproximadamente R$ 215 milhões para dívidas de empréstimos compulsórios que ainda não haviam sido convertidas, o que, a
qualquer momento, por decisão dos nossos acionistas, pode ser devolvido aos clientes industriais, por meio da emissão de ações
preferenciais classe “B”, em conformidade com os processos descritos acima.
Em 31 de dezembro de 2016 os consumidores ajuizaram um grande número de ações judiciais contra nós, questionando os ajustes
monetários, inflação sobrestada e cálculos de juros relacionados ao reembolso dos empréstimos compulsórios. No terceiro trimestre de
2015, o SRJ executou decisões definindo os parâmetros para o método de cálculo das execuções, aceitando algumas das acusações
feitas por nós, embora não em sua totalidade, causando ajustes aos métodos de cálculo adotados por nós e a classificação de riscos
dessas acusações e diferenças consequentes na provisão para contingências. Apresentamos um recurso junto ao STF, porém, na data
deste relatório anual, ele ainda não havia sido julgado. O valor total envolvido nessas ações judicias é não está ajustado para correção
monetária e exigiu avaliação de especialistas para ser estimado com segurança. No decorrer dos processos de execução, fomos
obrigados a empenhar alguns de nossos ativos, consistindo principalmente das ações detidas por nós em outras empresas do setor
energético. Em 31 de dezembro de 2016, provisionamos R$ 13,9 bilhões para cobrir perdas decorrentes de decisões desfavoráveis
relativas a esses processos. Estamos discutindo responsabilidade solidária em certas sentenças com o Governo, mas na data deste
relatório anual, o assunto ainda não havia sido julgado pelo STJ.
No decurso dos processos de execução, devemos oferecer como garantia alguns de nossos ativos, que consistem principalmente em
ações preferenciais detidas por nós em outras empresas do setor de energia.
Também estamos envolvidos em várias ações judiciais relacionadas ao reembolso dos empréstimos compulsórios, nas quais os
consumidores buscam o exercício da opção para converter seus créditos apresentados por títulos devidos ao titular. Esses títulos são
denominados “obrigações da Eletrobras” e estão sujeitos a expiração, que já passou. Embora acreditamos que não somos
responsáveis em relação a esses títulos pois eles expiraram, qualquer interpretação legal de que os títulos não expiraram poderia afetar
prejudicialmente nossos resultados de operações e condição financeira.
As sentenças podem não ser exequíveis em face de nossos conselheiros ou diretores.
Todos os nossos conselheiros e diretores nomeados neste relatório anual residem no Brasil. Nós, nossos conselheiros e diretores e
nossos membros do Conselho Fiscal, aceitamos receber citação nos Estados Unidos somente em operações
específicas. Substancialmente todos os nossos ativos, bem como os ativos dessas pessoas, estão localizados no Brasil. Em decorrência,
pode não ser possível entregar citação dentro dos Estados Unidos ou outras jurisdições fora do Brasil a essas pessoas, empenhar seus
ativos, ou executar contra eles ou nós nos tribunais dos Estados Unidos, ou nos tribunais de outras jurisdições fora do Brasil, sentenças
predicadas mediante disposições de responsabilidade civil das leis de valores mobiliários dos Estados Unidos ou das leis de outras
jurisdições.
Nós e nossas controladas podemos ser obrigadas a realizar aportes relevantes aos planos de previdência de nossos empregados ou
ex-empregados que patrocinamos.
Em conformidade com a Lei Complementar nº 108/2001 e Lei Complementar nº 109/2001 e os termos dos próprios planos de
previdência, nós e nossas controladas somos obrigados a realizar aportes aos planos de previdência de nossos empregados e ex-
empregados. Se houver uma incompatibilidade nas reservas dos planos de previdência e no valor de recursos disponíveis aos planos,
nós (na qualidade de patrocinadores) e os beneficiários do plano de previdência devemos contribuir ao plano de previdência para
reestabelecer o saldo do plano.
25
Em 2016, os planos de previdência que nós e nossas controladas patrocinamos registraram um déficit de R$ 2,5 bilhões. Em 2015, o
déficit era R$ 2,0 bilhões. Nossas controladas e nós contribuímos para os respectivos planos de previdência, que somaram
aproximadamente R$ 473,9 milhões em 2016 e R$ 425 milhões em 2015.
Alguns planos de previdência que patrocinamos tinham que aprovar um saldo para o déficit técnico que incluía os montantes a serem
equilibrados e as condições de pagamento. A execução do plano de equilíbrio resulta no pagamento de uma contribuição
extraordinária dos participantes e patrocinadores, a fim de recuperar o saldo do plano. Tais pagamentos podem afetar adversamente
nossos resultados operacionais e condição financeira.
Nossa cobertura de seguro pode ser insuficiente para cobrir prejuízos potenciais.
Nossos negócios normalmente estão sujeitos a diversos riscos e perigos, incluindo acidentes industriais, conflitos trabalhistas,
condições geológicas inesperadas, alterações no ambiente regulatório, riscos ambientais e fenômenos climáticos e outros fenômenos
naturais. Além disso, nós e nossas controladas responderemos perante terceiros pelos prejuízos e danos causados pela falta de
prestação de serviços de geração, transmissão e distribuição.
Nossa cobertura abrange somente parte dos prejuízos que podemos incorrer. Atualmente, estamos em processo de renegociação de
nossas apólices de seguro em nível de grupo para garantir cobertura uniforme e proteção adequada para todas as nossas
operações. Entretanto, acreditamos que mantemos coberta de seguro em valores que são adequados para cobrir danos relevantes às
nossas usinas causados por incêndio, responsabilidade geral de terceiros por acidentes e riscos operacionais. Se não pudermos renovar
nossas apólices de seguro eventualmente ou ocorrerem prejuízos ou outras responsabilidades não cobertos por seguro ou que excedam
nossos limites de seguro, podemos estar sujeitos a outros prejuízos inesperados relevantes.
Não temos fontes de abastecimento alternativas para as principais matérias-primas que nossas usinas termais e nucleares utilizam.
Nossas usinas térmicas operam com carvão, gás natural e/ou combustível e nossas usinas nucleares dependem de urânio
processado. Em cada caso, somos totalmente dependentes de terceiros para o fornecimento dessas matérias-primas. Caso os
fornecimentos dessas matérias-primas se tornem indisponíveis ou não possam ser comprados em termos razoáveis por qualquer casa,
não possuímos fontes de abastecimento alternativas e, portanto, a capacidade de nossas usinas termais e/ou nucleares, conforme
aplicável, de gerar eletricidade seria afetada prejudicialmente, o que poderia afetar prejudicialmente nossa condição financeira e
resultados de operações.
Riscos Relacionados ao Brasil
Acusações de corrupção política contra o Governo Brasileiro e o Poder Legislativo Brasileiro poderiam criar instabilidade
econômica e política.
Os membros do Governo Federal e do Poder Legislativo Brasileiro foram acusados de corrupção política. Em decorrência disto,
diversos políticos, incluindo oficiais sêniores federais e membros do Congresso, renunciaram ou foram presos. Atualmente, os oficiais
eleitos e outros oficiais públicos no Brasil estão sendo investigados por acusações de conduta antiética e ilegal identificada durante a
investigação da Lava Jato conduzidas pelo Ministério Público Federal.
Além disso, em dezembro de 2015, o Congresso brasileiro abriu processo de impeachment contra a então presidente Dilma Rousseff
alegando não cumprimento da lei de responsabilidade fiscal. Em 17 de abril de 2016, o Congresso brasileiro votou a favor da
admissibilidade do processo de impeachment, e o Senado brasileiro votou a favor do início do processo de impeachment em 11 de
maio de 2016, removendo a Sra. Rousseff da presidência por até 180 dias para se defender em seu julgamento de impeachment. O
vice-presidente do Brasil, Michel Temer, foi nomeado Presidente Interino do Brasil em 12 de maio de 2016, em resposta à remoção
temporária de Rousseff. Como Presidente interino, Temer tem plena autoridade presidencial para governar o Brasil, e nomeou um
novo gabinete durante o período de impeachment. Em 31 de agosto de 2016, o Senado brasileiro votou a favor do impeachment,
removendo assim Rousseff do cargo até o fim de seu mandato, e o Sr. Temer foi juramentado como o novo presidente do país. O Sr.
Temer permanecerá no cargo até janeiro 2019, quando o presidente seguinte será jurado após a próxima eleição presidencial,
programada para outubro de 2018. O processo de impeachment resultou em volatilidade, e prevemos uma volatilidade contínua nos
mercados brasileiros, afetando os preços de negociação dos títulos emitidos por emissores brasileiros durante o mandato do Sr. Temer.
Não podemos prever como as políticas do Sr. Temer afetarão a economia brasileira.
O resultado potencial da investigação da Lava Jato é desconhecido e poderia ter impactos adversos na percepção geral do mercado
sobre a economia brasileira e sobre a própria economia brasileira. O Presidente do Brasil está investido de poderes para nomear
indiretamente a maioria de nossos conselheiros. Correspondentemente, qualquer outra alteração no Governo Brasileiro pode levar a
outras alterações em nossa administração. Não podemos prever se o resultado da investigação da Lava Jato levará a outra instabilidade
ou se novas acusações contra os oficiais do Governo Brasileiro surgirão no futuro. Além disso, não podemos prever o resultado de tais
alegações nem seus efeitos sobre a economia brasileira e, consequentemente, sobre nossos resultados operacionais. Esses e outros
desenvolvimentos futuros da economia brasileira e das políticas governamentais podem nos afetar negativamente.
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O Governo Brasileiro exerceu, e continua a exercer, influência relevante sobre a economia brasileira. As condições econômicas e
políticas brasileiras e a percepção do investidor dessas condições tem um impacto direto sobre nossos negócios, condição
financeira, resultados de operações e perspectivas.
A economia brasileira tem sido caracterizada pelo envolvimento significante do Governo Brasil, que altera frequentemente as políticas
monetárias, de crédito, câmbio e outras políticas para influenciar a economia do Brasil. As ações do Governo Brasileiro para controlar
a inflação e efetuar outras políticas têm envolvido frequentemente controles de salário e preços, desvalorização do real, controles
sobre remessas de fundos ao exterior, intervenção pelo Banco Central para afetar as taxas básicas de juros e outras medidas. Não
temos controle sobre, e não podemos presumir, quais medidas ou políticas o Governo Brasileiro poderá tomar no futuro. Nossos
negócios, condição financeira, resultados de operações e perspectivas poderão ser afetados prejudicialmente por alterações nas
políticas do Governo Brasileiro, bem como fatores gerais incluindo, dentre outros:
crescimento econômico brasileiro;
inflação;
taxas de juros;
variações nas taxas de câmbio;
políticas de controle de câmbio;
liquidez do capital doméstico e mercados de crédito;
política fiscal e alterações nas leis fiscais;
acusações de corrupção contra partidos políticas, políticos eleitos ou outros oficiais públicos, incluindo acusações feitas em
relação à investigação da Lava Jato; e
outras políticas ou desenvolvimentos políticos, diplomáticos, sociais e econômicos no Brasil ou que afetem o Brasil.
Alterações ou incertezas em relação à implementação das políticas listadas acima podem contribuir para incertezas econômicas no
Brasil, aumentando assim a volatilidade do mercado imobiliário brasileiro e o valor dos títulos brasileiros negociados no exterior.
Historicamente, o nível da estabilidade política do país tem influenciado o desempenho da economia brasileira e as crises políticas tem
afetado a confiança dos investidores e do público geral, o que resultou na desaceleração econômica e aumento da volatilidade nos
títulos emitidos no exterior pelas Empresas brasileiras. Atualmente, os mercados brasileiros estão experimentando o aumento da
volatilidade devido às incertezas decorrentes das investigações da Lava Jato em andamento e seus impactos sobre a economia
brasileira e ambiente político. Os desenvolvimentos na investigação da Lava Jato (previsíveis e imprevisíveis) podem ter um efeito
prejudicial grave sobre a economia brasileira e sobre nossos resultados de operações e condição financeira.
Além disso, após atingir 7,5% em 2010, o Produto Interno Bruto (PIB) brasileiro diminuiu, indicando uma desaceleração econômica
constante. Os índices de crescimento foram 3,9% em 2011, 1,8% em 2012, 2,7% em 2013 e 0,1% em 2014. Em 2015, a economia
contraiu-se em 3,9% e continuou a contrair-se 3,6% em 2016. Nossos resultados de operações e condição financeira tem sido e
continuarão a ser afetados pelo índice de crescimento do PIB no Brasil. Nos anos em que o PIB brasileiro não cresce, tende a haver
uma diminuição na demanda por poder. Além disso, isto pode levar também ao aumento nos prejuízos comerciais e inadimplementos
de consumidores. Não podemos garantir que o PIB aumentará ou permanecerá estável no futuro. Os desenvolvimentos futuros na
economia brasileira podem afetar os índices de crescimento do Brasil e, consequentemente, o consumo de energia. Em decorrência
disto, esses desenvolvimentos podem prejudicar nossos resultados de operações e condição financeira.
A estabilidade do real brasileiro é afetada por seu vínculo com o dólar norte-americano, inflação e política do Governo Brasileiro
referente às taxas de câmbio. Nossos negócios podem ser afetados prejudicialmente pela recorrência de volatilidade afetando
nossos recebíveis relacionados à moeda e obrigações.
No passado, o governo brasileiro implementou vários planos econômicos e usou uma ampla gama de mecanismos de controle de
moeda estrangeira para lidar com altos graus de volatilidade da moeda brasileira. Recentemente, após um período relativamente longo
de estabilidade, o real tornou-se extremamente volátil novamente em 2014 e 2015, começando a se valorizar novamente em meados
de 2016. Entretanto, a taxa de câmbio entre o real e o dólar atingiu R$ 3,26, R$ 3,90 e R$ 2,66 para US$ 1,00 em 31 de dezembro de
2016, 2015 e 2014, respectivamente.
27
Por conta da volatilidade e incerteza dos fatores que impactam a taxa de câmbio, é difícil prever os movimentos futuros na taxa de
câmbio. Além disso, o Governo Brasileiro pode alterar sua política de moeda estrangeira. Qualquer interferência governamental na
taxa de câmbio, ou a implementação dos mecanismos de controle de câmbio, poderia influenciar a taxa de câmbio. Esses cenários de
taxa de câmbio podem ter efeitos prejudiciais sobre nós conforme eles possam afetar prejudicialmente o valor de nossos recebíveis da
Itaipu que são denominados em dólares norte-americanos bem como nossas dívidas denominadas em dólares norte-americanos.
Em 31 de dezembro de 2016, aproximadamente 27% de nossa dívida consolidada (de R$ 45.620 milhões), que totalizava R$ 12.091
milhões, foi denominada em moedas estrangeiras, da qual R$ 11.795 milhões (ou aproximadamente 26% de nossa dívida consolidada)
foi denominada em dólares norte-americanos. Em 31 de dezembro de 2015, aproximadamente 33% de nossa dívida consolidada
(de R$ 46.398 milhões), que totalizava R$ 15.283 milhões, foi denominada em moedas estrangeiras, da qual R$ 14.851 milhões
(ou aproximadamente 32% de nossa dívida consolidada) foi denominada em dólares norte-americanos.
A inflação, e as medidas do Governo Brasileiro para controlar a inflação, podem ainda contribuir significativamente para a
incerteza econômica no Brasil e poder impactar prejudicialmente nossos resultados operacionais.
O Brasil historicamente vivenciou altas taxas de inflação, particularmente antes de 1995. A inflação, bem como os esforços
governamentais para combater a inflação, têm efeitos negativos relevantes sobre a economia brasileira. Mais recentemente, as taxas de
inflação foram 6,29% em 2016, 10,67% em 2015, 6,41% em 2014, 5,91% em 2013 e 5,84% em 2012, conforme medição pelo IPCA,
Índice Nacional de Preços ao Consumidor, compilado pelo IBGE (Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística).
O Brasil pode vivenciar altas taxas de inflação no futuro. O Governo Brasileiro pode introduzir políticas para reduzir pressões
inflacionárias, que podem ter o efeito de reduzir o desempenho geral da economia brasileira. Algumas dessas políticas podem ter um
efeito sobre nossa capacidade de acessar capital estrangeiro ou reduzir nossa capacidade de executar nossos futuros planos de negócios
e administrativos.
As medidas do governo brasileiro para controlar a inflação têm frequentemente incluído a manutenção de uma política monetária
estrita com altas taxas de juros reais. Essas políticas contribuíram para limitar o tamanho e atratividade dos mercados de dívida locais,
exigindo que tomadores como nós busquem outros financiamentos de moeda estrangeira nos mercados de capital internacionais. À
medida que existe incerteza econômica no Brasil, o que enfraquece nossa capacidade de obter financiamento externo em termos
favoráveis, o mercado brasileiro local pode ser insuficiente para atender às nossas necessidades financeiras, o que, por sua vez, pode
nos afetar prejudicialmente.
A votação do eleitorado do Reino Unido em favor da saída do Reino Unido da União Europeia poderá afetar adversamente os
nossos negócios, resultados operacionais e situação financeira.
Em 23 de junho de 2016, o eleitorado do Reino Unido votou em um referendo geral em favor da saída do Reino Unido da União
Europeia, o chamado Brexit. Em 20 de março de 2017, o Reino Unido apresentou notificação formal de acordo com o artigo 50 do
Tratado da União Europeia sobre sua intenção de deixar a União Europeia. O processo em curso de negociações entre o Reino Unido e
a União Europeia determinará os termos futuros da relação do Reino Unido com a União Europeia, incluindo o acesso aos mercados
da União Europeia, tanto durante o período de transição quanto de forma mais permanente. O anúncio da Brexit causou volatilidade
significativa nos mercados de ações globais e flutuações das taxas de câmbio. Os efeitos do Brexit dependerão de quaisquer acordos
que o Reino Unido faça para manter o acesso à U.E. durante o período de transição, ou mais permanentemente. O Brexit poderia afetar
adversamente as condições econômicas ou de mercado da Europa ou do mundo, e poderia contribuir para a instabilidade nos mercados
financeiros globais. Além disso, o Brexit pode levar a incerteza jurídica e leis e regulamentações nacionais potencialmente
divergentes, à medida que o Reino Unido determina quais leis da U.E. serão substituídas ou replicadas. Qualquer um desses efeitos do
Brexit, e outros que não podemos antecipar, poderia ter um efeito material adverso sobre nossos negócios, resultados operacionais ou
condição financeira.
Riscos Relacionados ao Setor Energético Brasileiro
Estamos sujeitos a impactos relacionados a condições hidrológicas.
Estamos sujeitos a riscos hidrológicos decorrentes de condições climáticas adversas como inundação de alguns rios e caudais
excessivamente baixos em outros rios. Correspondentemente, o Sistema de Energia Interconectado, utiliza o MRE (Mecanismo de
Realocação de Energia), uma associação de distribuidores de energia para compartilhar os riscos hidrológicos existentes no mercado.
O Fator de Ajuste da Garantia Física, ou GSF, representa a relação entre a produção total e a garantia real dos geradores de energia
hidrelétrica do SIN que são parte do MRE, que representa o volume de energia em contratos de geração de energia. Se houver caudais
excessivamente baixos, os geradores hidroelétricos terão de obter energia no mercado de curto prazo em conformidade com o PLD.
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Como o Brasil passou por uma seca excepcionalmente rigorosa entre 2012 e 2015, sua geração de energia foi abaixo de seus níveis
esperados. Após a promulgação da Lei nº 12.783, apenas as empresas de geração que possuem concessões que não foram renovadas
de acordo com os seus termos e que estão prestes a expirar permanecerão expostas a este risco. Como algumas de nossas controladas
mantém concessões com previsão de término, nós e nossas controladas somos expostas a este risco. Correspondentemente, em caso de
condições hidrológicas desfavoráveis, nossos resultados de operações e condição financeira podem ser afetados. Como este risco é
sistemático, e embora estejamos atualmente adotando estratégias para reduzir o impacto deste risco, não podemos garantir que este
risco será totalmente mitigado ou evitado.
Atuamos como agente comercial da energia gerada pela Itaipu no mercado regulado disponibilizando o volume total de energia
convencionado entre os quotistas. O Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, passou o risco hidrológico relativo ao MRE, que
contabilizamos até 2014, às concessionárias de distribuição. Atualmente, pagamos os demais custos relacionados à liquidação
financeira com a CCEE, que nos são reembolsados no exercício fiscal seguinte.
Geralmente, condições hidrológicas desfavoráveis que resultem em um abastecimento reduzido de eletricidade ao mercado brasileiro
podem causar, dentre outros, a implementação de amplos programas de conversação de eletricidade, incluindo reduções obrigatórias
no consumo de eletricidade ou a imposição de impostos ou taxas especiais sobre o setor para financiar os custos de produção de novas
usinas térmicas, que geralmente são mais caras. Além disso, podemos incorrer custos superiores em nossas controladas de distribuição
devido à necessidade de comprar eletricidade para revenda, o que impactaria os fluxos de caixa de nossas empresas de
distribuição. Correspondentemente, é possível que períodos prolongados de níveis de precipitação reduzidos possam afetar
prejudicialmente nossa condição financeira e resultados de operações.
Podemos ser penalizados pela ANEEL por descumprimento dos termos de nossos contratos de concessão e legislação aplicável e
podemos não recuperar o valor total de nosso investimento caso os nossos contratos de concessão sejam rescindidos.
Realizamos nossas atividades de geração, transmissão e distribuição em conformidade com os contratos de concessão que celebramos
com o Governo Brasileiro por meio da ANEEL. A extensão dessas concessões varia de 20 a 35 anos. A ANEEL poderá impor
penalidades sobre nós caso descumpramos as disposições de nossos contratos de concessão e da legislação e regulamentos aplicáveis
ao setor de eletricidade. Dependendo da extensão do descumprimento, essas penalidades podem incluir multas relevantes (em alguns
casos, até dois por cento de nossas receitas brutas no exercício social imediatamente anterior à avaliação), restrições sobre nossas
operações (como exclusão das próximas licitações), intervenção ou término da concessão. A ANEEL poderá também rescindir nossas
concessões antes de sua data de vencimento caso descumpramos suas disposições, decretemos falência ou dissolução, ou caso a
ANEEL determine que o término atenderia ao interesse público (ver “Item 4.B, Visão Geral dos Negócios - Geração - Concessões”).
Devido a atrasos na conclusão da construção de certas linhas de transmissão, estamos proibidos pela ANEEL de participar em leilões
neste setor até o final de 2017. Não podemos garantir que não seremos penalizados novamente pela ANEEL por futura violação de
nossos contratos de concessão ou que nossos contratos de concessões não serão rescindidos no futuro. Caso a ANEEL rescinda nossos
contratos de concessões antes de sua data de vencimento, a remuneração que recuperamos para a parcela não amortizada de nosso
investimento poderia não ser suficiente para recuperarmos o valor total de nosso investimento e, correspondentemente, poderia ter um
efeito prejudicial grave sobre nossa condição financeira e resultados de operações.
Podemos estar sujeitos à intervenção administrativa se prestarmos nossos serviços de forma inadequada ou violarmos obrigações
contratuais, regulamentos e outras obrigações legais.
A Lei no 12.767/2012 autoriza a ANEEL a intervir em concessões de energia elétrica consideradas parte do serviço público para
garantir níveis de serviço adequados, e cumprimento dos termos e condições do contrato de concessão, regulamentos e outras
obrigações legais aplicáveis.
Se a ANEEL viesse a intervir em concessões como parte de um processo administrativo, a administração teria que apresentar um
plano de recuperação para corrigir violações e falhas que originaram a intervenção. Caso o plano de recuperação seja rejeitado ou não
apresentado dentro dos prazos estipulados pelos regulamentos, a ANEEL poderá, dentre outras coisas, desapropriar ou perder a
concessão, realocar nossos ativos ou adotar medidas que possam alterar nossa estrutura acionária.
Se os titulares de nossas concessões estiverem sujeitos à intervenção administrativa, nós e nossas controladas podemos estar sujeitos à
reorganização interna em conformidade com o plano de recuperação apresentado pela administração, o que pode afetar adversamente
nossa condição financeira e resultados de operações. Além disso, caso o plano de recuperação seja rejeitado pelas autoridades
administrativas, a ANEEL estaria apta a utilizar seus poderes descritos acima, o que poderia ter um impacto prejudicial sobre nossa
condição financeira e resultados de operações.
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Nossas atividades de geração, transmissão e distribuição são reguladas e supervisionadas pelo Governo Brasileiro. Nossos
negócios podem ser prejudicialmente afetados por alterações regulatórias das concessões antes de suas respectivas datas de
término, e os pagamentos indenizatórios por término antecipado podem ser inferiores ao valor total de nossos investimentos.
Nos termos da lei brasileira, a ANEEL tem autoridade para regular e supervisionar as atividades de geração, transmissão e distribuição
de concessionárias de energia elétrica, como nós e nossas controladas, incluindo investimentos, despesas adicionais, tarifas e a
passagem de custos aos consumidores, dentre outras questões. As alterações regulatórias no setor de energia elétrica são difíceis de
prever e podem ter um impacto prejudicial grave sobre nossa condição financeira e resultados de operações.
As concessões podem ser encerradas antecipadamente por meio de expropriação e/ou perda. As autoridades concedentes podem
expropriar concessões segundo o interesse público, na maior amplitude permitida pela lei aplicável, em cujo caso, as autoridades
concedentes prestam o serviço durante o período de concessão. Uma autoridade concedente pode declarar a perda de concessões após
a ANEEL ou o MME conduzir um processo administrativo e declarar que a concessionária (a) não prestou o serviço apropriado por
mais de 30 dias consecutivos e não apresentou alternativa aceitável à ANEEL ou à ONS, ou descumpriu as leis ou regulamentos
aplicáveis; (b) perdeu as condições técnicas, financeiras ou econômicas obrigatórias para a prestação adequada dos serviços;
e/ou (c) não honrou as penalidades cobradas pela autoridade concedente.
As multas são estabelecidas na Resolução da ANEEL no 63 de 2004, e incluem advertências, multas relevantes (em alguns casos, até
2,0% da receita referente ao exercício social imediatamente anterior à avaliação), restrições sobre as operações, intervenção ou
término da concessão da concessionária.
Podemos contestar a expropriação ou perda e temos direito de receber remuneração por nossos investimentos em ativos expropriados
que não tenham sido totalmente amortizados ou desvalorizados. Entretanto, os pagamentos indenizatórios podem não ser suficientes
para recuperar totalmente nossos investimentos, o que pode afetar prejudicialmente nossa condição financeira e resultados de
operações.
Somos estritamente responsáveis por danos decorrentes do abastecimento inadequado de eletricidade às empresas de distribuição,
e nossas apólices de seguro contratadas podem não cobrir totalmente os danos.
Nos termos da legislação brasileira, somos estritamente responsáveis por danos diretos e indiretos decorrentes do abastecimento
inadequado de eletricidade às empresas de distribuição, tais como interrupções abruptas ou distúrbios decorrentes dos sistemas de
geração, distribuição ou transmissão. Correspondentemente, podemos ser responsabilizados por danos, mesmo se não formos
culpados. Em decorrência da incerteza inerente envolvida nessas questões, não mantemos disposições em relação a danos potenciais, e
essas interrupções ou distúrbios podem não ser abrangidos por nossas apólices de seguro ou podem exceder os limites de cobertura das
apólices.
Correspondentemente, se formos responsabilizados pelo pagamento de danos em valor relevante, nossa condição financeira e
resultados de operações seriam afetados prejudicialmente em maior grau do que as reivindicações onde registramos provisões.
Estamos sujeitos a leis e regulamentos estritos de segurança, saúde e meio ambiente que podem se tornar mais rigorosos no futuro
e podem resultar no aumento de responsabilidades e aumento de despesas de capital.
Nossas operações estão sujeitas à legislação de segurança, saúde e meio ambiente federal, estadual e local bem como à supervisão das
agências do Governo Brasileiro responsáveis pela implementação das leis. Dentre outras coisas, essas leis exigem que obtenhamos
licenças ambientais para a construção de novas usinas ou a instalação e operação de novos equipamentos obrigatórios para nossos
negócios. As normas são complexas e podem alterar ao longo do tempo, tornando nossa capacidade de cumprir as exigências
aplicáveis mais difíceis, impossibilitando assim nossas operações de geração, transmissão e distribuição contínuas ou futuras.
Nós vemos as exigências de saúde e segurança como uma tendência crescente em nossa indústria. Além disso, Empresas de capital
fechado, organizações não governamentais e autoridades públicas têm direito de ajuizar ações legais para obter liminares para
suspender ou cancelar o processo de licenciamento em caso de não cumprimento da lei.
O descumprimento das leis e regulamentos ambientais pode resultar em sanções administrativas e penais, independentemente da
recuperação de danos ou indenizações por danos irreversíveis. As sanções administrativas podem incluir intimações, multas,
proibições temporárias ou permanentes, suspensão de subsídios por órgãos públicos e encerramento temporário ou permanente de
atividades comerciais. No que diz respeito à responsabilidade penal, os transgressores individuais estão sujeitos às seguintes sanções
penais: (i) pena restritiva de liberdade - prisão ou confinamento; (ii) interdição temporária de direitos; e (iii) multas. As sanções
impostas às pessoas jurídicas são: (a) interdição temporária de direitos; (b) multas; e (c) prestação de serviços à comunidade. As
sanções relativas à interdição temporária de direitos aplicáveis às pessoas jurídicas podem corresponder a: (1) interrupção parcial ou
total das atividades; (2) fechamento temporário do estabelecimento, construção ou atividade; e (3) proibição de contratação com
autoridades governamentais e obtenção de subsídios governamentais, incentivos ou doações.
30
Além disso, de acordo com a legislação ambiental brasileira, o véu corporativo pode ser levantado para garantir o pagamento de custos
relacionados a danos ambientais, sempre que a entidade jurídica seja considerada por um tribunal como um obstáculo ao reembolso de
danos causados ao meio ambiente.
Os regulamentos ambientais exigem que realizemos estudos de impacto ambiente sobre futuros projetos e obtenhamos permissões
regulatórias.
Devemos realizar estudos de impacto ambiental e obter permissões regulatórias para nossos projetos atuais e futuros. Não podemos
garantir que esses estudos de impacto ambiental serão aprovados pelo Governo Brasileiro, que a oposição pública não resultará em
atrasos ou modificações ao projeto proposto ou que as leis ou regulamentos não alterarão ou serão interpretados de forma que possa
afetar prejudicialmente nossas operações ou planos para os projetos nos quais detemos investimento. Acreditamos que a preocupação
com a proteção do meio ambiente é também uma tendência crescente em nossa indústria. Embora consideremos a proteção ambiental
quando desenvolvemos nossa estratégia comercial, alterações em regulamentos ambientais, ou alterações na política de execução de
regulamentos ambientais existentes, podem afetar prejudicialmente nossos resultados de operações e nossa condição financeira
atrasando a implementação de projetos de eletricidade, aumentando os custos de expansão.
A construção, expansão e operação de nossas usinas de geração, transmissão e distribuição de eletricidade e equipamentos
envolvem riscos significantes que podem levar à perda de receita ou aumento de gastos.
A construção, expansão e operação de usinas e equipamentos para geração, transmissão e distribuição de eletricidade envolvem
diversos riscos, incluindo, entre outros:
a incapacidade de obter permissões e aprovações governamentais obrigatórias;
a disponibilidade de equipamentos;
interrupções de abastecimento;
interrupções de serviço;
instabilidade trabalhista;
instabilidade social;
interrupções por condições climáticas e hidrológicas;
problemas de engenharia e ambientais imprevistos;
aumentos em perdas de eletricidade, incluindo perdas técnicas e comerciais;
atrasos na construção e operacionais, ou custos superiores ao previsto;
questões relacionadas à venda de energia;
indisponibilidade de fundos adequados; e
despesas relacionadas ao segmento de operação e manutenção não aprovadas totalmente pela ANEEL.
Por exemplo, nós vivenciamos interrupções nos serviços durante a construção de nossas usinas hidrelétricas de Jirau, Santo Antônio e
de Belo Monte, uma usina que possuímos por meio de uma SPE. Não temos cobertura de seguro para alguns desses riscos,
principalmente, para aqueles relacionados às condições climáticas.
Em 2016, a Norte Energia S.A. e os acionistas da Norte Energia S.A. iniciaram um processo de arbitragem contra nós para contestar a
interpretação de uma disposição do acordo de acionistas da Norte Energia. A disposição estabelecia um direito de preferência para
celebração de um contrato de compra e venda de 20% da energia média garantida gerada pela Belo Monte e que era designada ao
Ambiente de Contratação Livre. Enquanto a arbitragem está em andamento, os acionistas estão tentando chegar a um consenso sobre
os acordos de Mercado Livre, que, uma vez executados pelos acionistas e enviados ao BNDES, permitiriam a liberação de energia no
valor de até R$ 2 bilhões.
31
O BNDES já foi contratado por este valor e será creditado à Empresa pelo BNDES após o recebimento de uma via do contrato de
compra e venda devidamente assinado por todas as partes. Se a interpretação da seção disputada do acordo de acionistas e a respectiva
sentença arbitral forem desfavoráveis para nós, nossa situação financeira e resultados de operações poderão ser adversamente afetados.
Além disso, a implementação de investimentos no setor de transmissão sofreu atrasos devido à dificuldade de obter as permissões e
aprovações governamentais necessárias. Isto levou a atrasos em investimentos em geração devido à falta de linhas de transmissão para
drenar a produção. Se experimentarmos quaisquer desses riscos ou outros riscos imprevistos, podemos não gerar, transmitir e
distribuir eletricidade em valores consistentes com nossas projeções, o que pode ter um efeito prejudicial grave sobre nossa condição
financeira e resultados de operações.
Riscos Relacionados às Nossas Ações e ADS
Caso você detenha nossas ações preferenciais, você terá direitos de voto extremamente limitados.
Em conformidade com a Lei de Sociedades Anônimas e nosso estatuto social, os titulares de ações preferenciais, e, por extensão, os
titulares das ADS representando-as, não têm direito a votar em nossas assembleias de acionistas, exceto em circunstâncias muito
limitadas. Isto significa, dentre outras coisas, que um acionista preferencial não tem direito de votar em operações corporativas,
incluindo fusões ou consolidações com outras Empresas. Nosso acionista principal, que detém a maioria de ações ordinárias com
direitos de voto e nos controla, está, portanto, apto a aprovar medidas corporativas sem a aprovação dos titulares de nossas ações
preferenciais. Correspondentemente, um investimento em nossas ações preferenciais não é adequado para você, se os direitos de voto
forem uma contrapartida importante em sua decisão de investimento.
O exercício de direitos de voto com relação às ações ordinárias e preferenciais envolve procedimentos adicionais.
Quando os titulares de ações ordinárias tiverem direito a voto, e em circunstâncias limitadas, caso os titulares de ações preferenciais
estejam aptos a votar, os titulares poderão exercer direitos de voto com relação às ações representadas pelas ADS somente em
conformidade com as disposições do contrato de depósito relacionado às ADS. Inexistem disposições na lei brasileira ou em nosso
estatuto social que limitem a capacidade de titulares de ADS de exercerem seus direitos de voto por meio do banco depositário com
relação às ações subjacentes. Entretanto, existem limitações práticas sobre a capacidade dos titulares de ADS de exercerem seus
direitos de voto devido aos procedimentos adicionais envolvidos na comunicação com os titulares. Por exemplo, os titulares de nossas
ações receberão notificação e poderão exercer seus direitos de voto comparecendo à assembleia pessoalmente ou votando
representados por procurador, ou também votando à distância através de um boletim de votação. ADS para as quais o banco
depositário não receba instruções de voto em tempo hábil não serão votadas em assembleia. Ao invés disso, em conformidade com o
contrato de depósito, nós notificaremos o banco depositário, o qual, por sua vez, assim que possível, encaminhará aos titulares de ADS
a notificação da assembleia e uma declaração com relação à forma na qual instruções podem ser concedidas por titulares. Para exercer
seus direitos de voto, os titulares de ADS devem instruir o banco depositário sobre como votar suas ações. Por conta deste
procedimento adicional envolvendo o banco depositário, o processo para exercício dos direitos de voto será mais demorado para
titulares de ADS do que para titulares de ações. ADS para as quais o banco depositário não receba instruções de voto em tempo hábil
não serão votadas em assembleia.
Se emitirmos novas ações ou nossos acionistas venderem ações no futuro, o preço de mercado de nossas ADS pode ser reduzido.
As vendas de um número relevante de ações, ou a crença de que isso possa ocorrer, pode diminuir o preço de mercado prevalecente de
nossas ações ordinárias e preferenciais mediante diluição do valor das ações. Se emitirmos novas ações ou nossos acionistas existentes
venderem ações que eles detêm, o preço de mercado de nossas ações ordinárias e preferenciais, e das ADS, pode diminuir
significativamente. As emissões e vendas podem também dificultar a emissão de ações ou ADS no futuro pelo prazo e preço que
julgamos apropriados, e a venda de seus títulos pelo preço ou acima do preço pago por eles. Nosso acionista majoritário, o Governo
Brasileiro, pode optar por nos capitalizar por uma série de razões, diluindo assim acionistas existentes e titulares de ADS.
Os eventos políticos, econômicos e sociais, bem como a percepção de risco no Brasil e em outros países, incluindo os Estados
Unidos, União Europeia e países emergentes, podem afetar os preços de mercado de títulos no Brasil, incluindo as ações da
Eletrobras.
O mercado de títulos brasileiro é influenciado por condições econômicas e de mercado no Brasil, bem como em outros países,
incluindo os Estados Unidos, União Europeia e países emergentes. Apesar da conjectura econômica diferente entre esses países e o
Brasil, as reações dos investidores aos eventos nesses países podem ter um efeito prejudicial grave sobre o valor de mercado de títulos
do Brasil, especialmente aqueles listados na bolsa de valores. As crises nos Estados Unidos, União Europeia ou países emergentes
podem reduzir a participações dos investidores nas Empresas brasileiras, incluindo a Eletrobras. Por exemplo, os preços de ações
listados na BM&FBOVESPA foram historicamente afetados por flutuações da taxa de juros americana, bem como por variações dos
principais índices de ações norte-americanas. Os eventos em outros países e mercados de capital podem afetar prejudicialmente o
preço de mercado das ações da Eletrobras à medida que, no futuro, isto possa dificultar ou impedir o acesso aos mercados de capital e
financiamento de investimento em termos aceitáveis.
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Os controles de câmbio e restrições sobre remessas ao exterior podem afetar adversamente os titulares de ADS.
Você pode ser afetado prejudicialmente pela imposição de restrições sobre a remessa a investidores estrangeiros das receitas de seus
investimentos no Brasil e a conversão de reais em moedas estrangeiras. O Governo Brasileiro impôs restrições de remessa por
aproximadamente três meses no fim de 1989 e no início de 1990. Restrições como essas dificultaria ou impediria a conversão de dividendos,
distribuições ou receitas da venda de nossas ações, conforme seja o caso, de reais para dólares norte-americanos e a remessa dos dólares
norte-americanos ao exterior. Não podemos garantir que o Governo Brasileiro não tomará medidas semelhantes no futuro.
A troca de ADS por ações subjacentes pode ter consequências desfavoráveis.
Como titular de ADS, você se beneficia do certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro obtido pelo administrador para
nossas ações preferenciais subjacentes às ADS no Brasil, o que permite que o administrador converta dividendos e outras distribuições
relacionadas às ações preferenciais em moeda estrangeira e envie as receitas ao exterior. Se você enviar suas ADS e retirar ações
preferenciais, terá direito de continuar a valer-se do certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro obtido pelo administrador
por apenas cinco dias úteis a contar da data de retirada. Posteriormente, após a disposição das, ou distribuições relacionadas às, ações
preferencias, salvo se você obter seu próprio certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro ou estiver qualificado nos termos
dos regulamentos de investimento estrangeiro brasileiro que dão direto a alguns investidores estrangeiros de comprar e vender ações
na bolsa de valores brasileira sem obter certificados eletrônicos individuais de registro de capital estrangeiro, você não estaria apto a
enviar moeda estrangeira ao exterior. Além disso, caso não atenda aos regulamentos estrangeiros de investimentos, estará sujeito a
condições menos favoráveis para conversão de dividendos e outras distribuições e para a venda de ações preferenciais.
Se tentar obter seu próprio certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro, você pode incorrer despesas ou sofrer atrasos no
processo de aplicação, o que poderia atrasar sua capacidade de receber dividendos ou distribuição em relação às nossas ações
preferenciais ou à devolução de seu capital em tempo hábil. O certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro obtido pelo
administrador poderá também ser afetado prejudicialmente por futuras alterações legislativas.
Você pode não receber pagamentos de dividendos se incorrermos prejuízos líquidos ou nossa receita líquida não alcançar certos
níveis.
Em conformidade com a Lei de Sociedades Anônimas e nosso estatuto social, devemos pagar aos nossos acionistas uma distribuição
obrigatória equivalente, no mínimo, a 25% de nossa receita líquida ajustada referente ao exercício social anterior, sendo que os
titulares de ações preferenciais terão prioridade de pagamento. Nosso estatuto social nos obriga a priorizar pagamentos para os
titulares de nossas ações preferenciais dividendos anuais equivalentes ao maior valor entre 8% (no caso de nossas ações preferenciais
de classe “A” (subscritas até 23 de junho de 1969) e 6% (no caso de nossas ações preferenciais de classe “B” (subscritas após 24 de
junho de 1969), calculados por referência à parte do capital social de cada tipo e classe de ações.
Se realizarmos um lucro líquido em um montante suficiente para fazer pagamentos de dividendos, pelo menos o dividendo obrigatório
será pago aos detentores de nossas ações preferenciais e ordinárias. Após o pagamento do dividendo obrigatório, podemos reter os
lucros como reservas de lucros estatutárias para investimentos ou reservas de capital. Se incorrermos prejuízos líquidos ou
percebermos lucros líquidos em um valor insuficiente para efetuar pagamentos de dividendos, incluindo os dividendos obrigatórios,
nossa administração pode recomendar que os pagamentos de dividendos sejam efetuados utilizando a reserva de lucros estatutária
após contabilizar os lucros líquidos referentes ao exercício e os prejuízos reportáveis dos exercícios anteriores. Caso estejamos aptos a
declarar dividendos, nossa administração poderá, entretanto, optar por diferir o pagamento de dividendos ou, em circunstâncias
limitadas, não declarar dividendos de modo algum. Não podemos efetuar pagamentos de dividendos a partir de nossa reserva legal e
contas de reserva de capital.
Adicionalmente, de acordo com a Lei das Sociedades por Ações, se o lucro líquido do exercício, que é caracterizado, no todo ou em
parte, como não tendo sido financeiramente não realizado, de acordo com os parâmetros definidos nesta lei, a administração pode
optar por criar uma reserva dos lucros não realizados. Esta reserva pode ser utilizada para absorver eventuais perdas. Quaisquer
montantes remanescentes após a absorção de perdas serão distribuídos como um dividendo quando o lucro que está sujeito a esta
retenção for percebido financeiramente e tal pagamento de dividendos será adicionado a qualquer pagamento de dividendos feito no
ano em que tal lucro for percebido.
Você pode não estar apto a exercer direitos de preferência com relação às ações ordinárias ou preferenciais.
Você pode não estar apto a exercer os direitos de preferência relacionados às ações ordinárias ou preferenciais subjacentes às suas
ADS, salvo se uma declaração de registro nos termos da Lei de Comissão de Valores Mobiliários dos Estados Unidos de 1933,
conforme alterada, (a “Lei de Valores Mobiliários”), estiver em vigor em relação aos direitos ou a uma isenção das exigências de
registro da Lei de Valores Mobiliários estiver disponível. Não somos obrigados a apresentar uma declaração de registro em relação às
ações relacionadas a esses direitos de preferência, e não podemos garantir que apresentaremos tal declaração de registro. Salvo se
apresentar uma declaração de registro ou uma isenção do registro for aplicável, você poderá receber somente as receitas líquidas da
venda de seus direitos de preferência pelo depositário ou, se os direitos de preferência não puderem ser vendidos, eles estarão
autorizados a prescrever e, correspondentemente, sua posição acionária relacionada às ações preferenciais ou ordinárias será diluída.
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As alterações às leis fiscais brasileiras têm um impacto prejudicial sobre os impostos aplicáveis à alienação de nossas ações ou ADS.
A Lei no 10.833 de 29 de dezembro de 2003 estabelece que a alienação de ativos localizados no Brasil por um estrangeiro a um
cidadão brasileiro ou um estrangeiro está sujeita à tributação no Brasil, independentemente da disposição ocorrer dentro ou fora do
Brasil. Esta disposição resulta na imposição de imposto de renda sobre os ganhos decorrentes de uma alienação de nossas ações
ordinárias ou preferenciais por um estrangeiro a outro estrangeiro. Inexistem diretrizes judiciais em relação à aplicação da Lei no
10.833 e, correspondentemente, não podemos prever se os tribunais brasileiros poderão decidir que está se aplica às alienações de
nossas ADS entre estrangeiros. Entretanto, caso a alienação de ativos seja interpretada de modo a incluir uma alienação de nossas
ADS, esta lei fiscal resultaria, correspondentemente, na imposição de impostos retidos na fonte sobre a alienação de nossas ADS por
um estrangeiro a outro estrangeiro.
ITEM 4. INFORMAÇÕES SOBRE A EMPRESA
Visão Geral
De forma direta e através de nossas controladas, estamos envolvidos na geração, transmissão e distribuição de eletricidade no
Brasil. Em 31 de dezembro de 2016, contribuímos, incluindo nossas controladas, SPEs e 50% de Itaipu, para aproximadamente 31%
da capacidade instalada de geração de energia no Brasil. Compartilhamos o controle da Itaipu, mas não consolidamos seus
resultados. Por meio de nossas controladas, também somos responsáveis por aproximadamente 47% da capacidade de transmissão
instalada acima de 230 kV no Brasil. Nossa receita é proveniente principalmente:
geração de sua venda para empresas distribuidoras e consumidores livres;
transmissão de eletricidade em nome de outras concessionárias de eletricidade; e;
a distribuição de eletricidade para consumidores finais.
Referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2016, 31,7%, 53,9% e 27,3% de nossas receitas operacionais líquidas (antes de
eliminações) decorreram de nossas atividades de geração, transmissão e distribuição de eletricidade, respectivamente. Referente ao
exercício findo em 31 de dezembro de 2016, nossas receitas líquidas após eliminações eram R$ 60,7 bilhões, em comparação a
R$ 32,6 bilhões referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2015.
Nossas despesas de capital para ativos fixados, bens intangíveis e ativos de concessão em 2016, 2015 e 2014 foram R$ 3,7 bilhões,
R$ 7,7 bilhões e R$ 6,2 bilhões, respectivamente.
Disposições Gerais
Geral
Fomos constituídos em 11 de junho de 1962 como uma Empresa de economia mista de responsabilidade limitada por prazo
indeterminado. Estamos sujeitos à Lei de Sociedades Anônimas. Nossos escritórios estão localizados na SCN Setor Comercial Norte,
Quadra 06, Conjunto A, Bloco A, 6º e 8º andares, parte, Ed. Venâncio 3000, Asa Norte, CEP 70716-900, Brasília, DF, Brasil. Nosso
número de telefone é +55 21 2514 4637. Nossa razão social é Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras e nossa denominação
comercial é Eletrobras.
Despesas de capital
Nos últimos três anos, conforme tabela abaixo, nós temos investido em média R$ 10,17 bilhões ao ano em expansão, modernização,
pesquisa, infraestrutura e qualidade ambiental. Aproximadamente 17,8% foi investido em nosso segmento de geração, 17,0% em
nosso segmento de transmissão e o restante em nosso segmento de distribuição e outros investimentos.
Natureza dos Investimentos (milhões de R$) 2016 2015 2014
Subtotal de Investimentos Próprios 4.215,55 6.059,52 6.264,54
Geração 1.092,34 2.162,98 2.182,88
Transmissão 1.204,92 1.855,35 2.111,04
Distribuição 861,15 791,20 577,46
Manutenção - Geração 201,16 330,97 393,75
Manutenção - Transmissão 315,62 405,51 477,95
Manutenção - Distribuição 274,78 212,19 151,35
Outros (Pesquisa, Infraestrutura e Qualidade Ambiental) 265,59 301,33 370,10
Subtotal de Investimentos Financeiros 4.495,44 4.334,26 5.140,80
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Natureza dos Investimentos (milhões de R$) 2016 2015 2014
Geração 3.450,52 3.181,30 3.703,65
Transmissão 1.044,92 1.152,96 1.437,14
Total 8.710,99 10.393,79 11.405,33
Nossa principal atividade consiste em geração, transmissão de energia e pretendemos investir nestes segmentos nos próximos anos.
Empresas foram selecionadas por processo licitatório para a construção de novas usinas de geração e linhas de transmissão. Portanto,
é difícil prever os valores exatos que investiremos nestes segmentos no futuro. Estamos, no entanto, trabalhando para garantir um
número significativo de novos contratos, seja isoladamente ou como parte de um consórcio com o setor privado.
Durante a Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram as
concessões de seis empresas de distribuição, CEPISA, CEAL, Eletroacre, CERON, Boa Vista Energia e Amazonas D, até 31 de
dezembro de 2017 nós pretendemos transferir o controle dessas empresas de distribuição. Caso não privatizemos as empresas de
distribuição até 31 de dezembro de 2017, nosso segmento de distribuição poderá ser classificado como operações descontinuadas, com
base na IFRS 5. O efeito da extinção das concessões alterará principalmente os períodos futuros. Nossos acionistas também
determinaram que as empresas de distribuição respondam pela distribuição de energia pública até 31 de dezembro de 2017, desde que
todos os fundos necessários para que essas empresas mantenham suas operações em andamento realizem a manutenção e façam novos
investimentos, que serão financiados por encargos do consumidor ou fundos do governo. Nossos acionistas também concordaram em
devolver as concessões de distribuição ao Governo se seu controle não tiver sido transferido até 31 de dezembro de 2017. Se
devolvermos tais concessões, elas estarão sujeitas a novas licitações no futuro.
De acordo com o Plano Anual EPE 10, o Brasil estima que terá 211.615 km de linhas de transmissão e capacidade instalada de
geração de 206,4 GW até 2024, comparado a 150,3 GW em 2016. Estes investimentos pelo Brasil representarão aproximadamente
R$ 376 bilhões. Sendo o maior participante de mercado atual em termos de linhas de transmissão, esperamos participar de alguns
destes novos investimentos. Em conformidade com o novo Plano de Negócios, lançado em novembro de 2016, acreditamos que de
2017 a 2021 investiremos aproximadamente R$ 35,7 bilhões em nossos negócios de geração, transmissão e distribuição. Como
estamos buscando privatizar nossas empresas de distribuição até 2017, esperamos que o investimento no segmento de distribuição seja
apenas para o ano de 2017. Para estes investimentos em geração e transmissão, esperamos utilizar os recursos oriundos do nosso fluxo
de caixa líquido, bem como do acesso a mercados de capitais nacionais e internacionais e financiamentos bancários.
B. Visão Geral dos Negócios
Estratégia
Nossos principais objetivos estratégicos são atingir um crescimento sustentado e rentabilidade, mantendo nossa posição como um líder
no setor elétrico brasileiro. Para atingir esses objetivos, nossas principais estratégias são:
Expandir e aperfeiçoar a eficiência em nossos negócios de geração e transmissão. Nosso negócio está focado nas
nossas principais operações nos mercados brasileiros de geração e transmissão. Nossa estratégia é selecionar e otimizar
oportunidades que surjam no processo de licitação para novas usinas de geração e linhas de transmissão em conformidade
com a Lei Regulatória de Eletricidade. Focando na geração e transmissão, acreditamos que estaremos aptos a maximizar
lucros, aperfeiçoando a eficiência na operação e administração de nossos ativos e capitalizando oportunidades decorrentes
de novos projetos ou da aquisição seletiva de ativos existentes. Além disso, como uma estratégia para reduzir nossa
dívida, podemos considerar vender alguns de nossos ativos. Nosso Plano de Estratégia Corporativa para 2015 a 2030
reforça nosso objetivo de alcançar uma posição de liderança global em produção de energia limpa até 2030, mantendo
nossos índices de retorno em níveis competitivos, conforme estabelecido em nossa Visão do Sistema da Eletrobras para
2030: “Para estar entre as três maiores empresas de energia limpa do mundo e entre as dez maiores empresas de energia
elétrica no mundo, com rentabilidade comparável ao melhor do setor e sendo reconhecida por todos os seus acionistas.”
Limitar nossa exposição às nossas empresas de distribuição. Continuamos a preparar nossas empresas de distribuição
para privatização até 31 de dezembro de 2017. Em novembro de 2016, a Celg-D foi vendida através de leilão da
BM&FBovespa com prêmio de 28% e o contrato foi assinado em fevereiro de 2017. A transferência de controle das seis
empresas de distribuição restantes foi aprovada pela 165ª Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas, realizada em
24 de junho de 2016, e essas empresas estão incluídas no plano de privatização do Governo Federal denominado
“Crescer”. Essas empresas continuam prestando serviços aos consumidores de forma temporária até a sua privatização.
No entanto, estas seis empresas de distribuição continuam a utilizar os seus melhores esforços para reduzir os custos
operacionais e aumentar a sua base de ativos reguladores.
Buscamos manter altos padrões de governança corporativa e promover sustentabilidade a fim de reforçar nosso
valor de marca bem como a apreciação do mercado de nossas ações. Utilizamos um modelo de governança
corporativa baseado nos princípios de transparência e equidade, definindo as funções e responsabilidades do Conselho de
Administração, do Conselho Fiscal e da Diretoria Executiva. Os requisitos e responsabilidades de nossos órgãos de
governança estão refletidos em nossos estatutos e políticas internas. Fornecemos diretrizes para os membros de nosso
Conselho de Administração e Conselho Fiscal, bem como para nossos representantes em controladas e entidades de
propósito específico (SPEs). Estas diretrizes especificam o modo de atuar, selecionar, indicar, avaliar e qualificar os
representantes dos órgãos de governança. Em 2016, revisamos e atualizamos nosso Código de Ética, visando a adaptação
à nova legislação brasileira voltada para a ética e a integridade. Além disso, nosso estatuto social prevê situações de
conflito de interesses, segundo as quais o diretor está proibido de votar em assuntos conflitantes com seus interesses ou
que se refiram a terceiros sob sua influência. Para evitar possíveis conflitos e o uso de informações confidenciais e
estratégicas, o Diretor Presidente e os diretores não podem desempenhar funções administrativas ou consultivas em
empresas do setor privado, concessionárias de serviços públicos de energia elétrica ou em empresas privadas do setor
elétrico que não sejam controladas, controladas, SPEs e concessionárias estatais, nas quais tenham participação societária,
e nas quais possam ser nomeados para os respectivos Conselhos de Administração e Conselho Fiscal. Além disso, em
2016, aprimoramos nossas práticas de governança no que se refere à qualificação de nossos gestores, exigindo que
qualquer candidato a tais cargos atenda aos requisitos das Leis nº 6.404/1976 e da Lei nº 13.303/2016, Decreto nº
8.945/2016, nossos estatutos, bem como outros requisitos regulamentares e legais aplicáveis, como o banco de dados de
sanções aplicado pela Comissão de Ética, conforme artigo 22 do Decreto nº 6.029/2007, e os sites da CVM, do Tribunal
de Contas da União (TCU), do Tribunal de Contas do Estado (TCE) e do Tribunal Superior Eleitoral (TSE). Em
cumprimento à Lei nº 13303/2016 e ao Decreto nº 8.945/2016, criamos a Comissão Interna Transitória de Elegibilidade
(CITE). A CITE auxilia nossos acionistas na nomeação de membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal,
indicando se eles cumprem os requisitos e proibições do artigo 21, inciso I, do Decreto nº 8.945/2016. A CITE engloba a
nossa holding e todas as nossas empresas controladas.
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Nossas ações estão listadas em três mercados de ações: a Bolsa de Valores de São Paulo - BM&FBOVESPA (ELET3 e
ELET6), na qual está listada como Nível de Governança Corporativa 1; a Bolsa de Valores de Madrid (XELTO e XELTB), por
meio do Programa da LATIBEX; e a Bolsa de Valores de Nova York - NYSE (EBR e EBR-B), na qual está negocia Recibos
Depositários Americanos de Nível 2 (ADRs). Utilizamos a conformidade com diversos regulamentos das bolsas de valores
como roteiro para a contínua implementação de melhores práticas em governança corporativa. Nossos atuais padrões de
governança corporativa refletem amplamente as orientações do nosso Plano Estratégico Corporativo para 2015 e 2030
recentemente divulgado e estão incluídos nos manuais de auditoria e administração, nos regulamentos internos do Conselho de
Administração e do Conselho Fiscal bem como em nosso estatuto social. Acreditamos que o aperfeiçoamento contínuo de
nossos padrões de governança corporativa nos ajudará a alcançar o crescimento, rentabilidade e aumento de participação no
mercado em decorrência do efeito positivo que esses padrões têm sobre nossa marca, em âmbito nacional e internacional. Como
parte desta estratégia, estabelecemos controles e procedimentos, em conformidade com a Sarbanes Oxley Act de 2002. Para
mais discussões de nossos controles internos, ver “Item 15 - Controles e Procedimentos” e “Fatores de Risco - Riscos
Relacionados à nossa Empresa - Se não conseguirmos remediar as fraquezas materiais relevantes em nossos controles internos,
a confiabilidade de nosso relatório financeiro e a elaboração de nossas demonstrações financeiras consolidadas podem ser
afetadas prejudicialmente”. Além disso, somos signatários do Pacto Global das Nações Unidas, a maior iniciativa de
responsabilidade corporativa mundial, e, pelo nono ano consecutivo, fomos selecionados como membro do Índice de
Sustentabilidade Corporativa da BM&FBOVESPA pelo décimo ano consecutivo. De 2011 a 2016, fomos incluídos no Índice
Dow Jones de Sustentabilidade para Mercados Emergentes.
Identificar seletivamente as oportunidades de crescimento em alguns mercados internacionais. Em conformidade
com nosso Plano Estratégico Corporativo para 2015 a 2030, nosso objetivo é aperfeiçoar nossos negócios de geração e
transmissão fora do Brasil para alcançar taxas de retorno mais elevadas do que aquelas que percebemos no Brasil. O nosso
objetivo estratégico é gerar nova energia que pode ser adicionada ao Sistema Interligado Nacional e integrar certos
sistemas de energia elétrica nas Américas.
Nosso Conselho de Administração aprovou, em 9 de novembro de 2016, nosso Plano Diretor Empresarial e de Gestão (PDNG) para o
período de cinco anos 2017-2021, ou PDNG 2017-2021. O PDNG 2017-2021, que é baseado em nosso Plano Estratégico 2015-2030,
inclui um conjunto de iniciativas para alcançar os objetivos estratégicos, mantendo o alinhamento com nossa Identidade de Negócio -
Missão, Visão e Valores - apresentada em nosso Plano Estratégico 2015-2030. Ele considera o conjunto de três elementos estratégicos
(pilares) ilustrados na figura seguinte com as respectivas iniciativas:
36
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Procuramos melhorar nossas práticas de governança e conformidade através das seguintes ações:
1. Alinhamento de estatutos e limites de aprovação;
2. Implementação do programa de conformidade 5 Dimensões;
3. Eliminação das deficiências materiais; e
4. Implementação de uma abordagem para inclusão em índices e obtenção de Prêmios de Governança Corporativa.
Procuramos melhorar nossas práticas de disciplina financeira através das seguintes ações:
1. Diminuição dos investimentos;
2. Privatização das empresas de distribuição;
3. Venda de um imóvel administrativo;
4. Venda de participações societárias em determinadas SPEs;
5. Otimização fiscal; e
6. Reestruturação societária destinada a se beneficiar de créditos fiscais.
Procuramos melhorar nossas práticas de excelência operacional através das seguintes ações:
1. Reestruturação organizacional;
2. Plano de aposentadoria extraordinária (PAE);
3. Implementação do software corporativo PRO-ERP;
4. Centro de serviços compartilhados;
5. Redução de custos administrativos;
6. Redução de horas extraordinárias, exposição perigosa e pagamentos adicionais em espera;
7. Estratégia regulamentar para nossa geração e transmissão; e
8. Comercialização conjunta de energia entre nosso grupo.
Geração
Nossa principal atividade é a geração de eletricidade. As receitas líquidas (incluindo receitas financeiras no nível da Empresa
controladora) da geração representavam 31,7%, 61,8% e 70,7% de nossas receitas operacionais líquidas (antes das eliminações) nos
exercícios findos em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014, respectivamente.
Em conformidade com a Lei no 5.899, de 5 de julho de 1973, e Decreto 4.550, de 27 de dezembro de 2002, nos devemos transferir
toda energia contratada pela Itaipu às empresas de distribuição nas regiões sul, sudeste e centro-oeste do Brasil (ver “Item 5, Revisão e
Prospectivas Operacionais e Financeiras - Mercado de Energia Elétrica - Itaipu”).
Possuíamos uma capacidade instalada de 46,857 MW em 31 de dezembro de 2016, 45.391 MW em 31 de dezembro de 2015 e 44.156
MW em 31 de dezembro de 2014. O aumento na capacidade ao longo desses períodos demonstra crescimento contínuo. Além disso,
temos cerca de 14.000 MW em projetos planejados em todo o Brasil até 2024, dos quais 13.000 MW estão em construção e 1.000
MW onde as construções ainda estão para começar. São incluídas parcerias e empreendimentos corporativos entre esses 14.000 MW,
sendo 8.100 MW equivalentes à participação acionária que possuímos. Temos estudos de viabilidade em parceria para uma
capacidade adicional de aproximadamente 21.309 MW.
38
O mapa a seguir demonstra a localização geográfica de nossos ativos de geração em 31 de dezembro de 2016:
Concessões
Em 31 de dezembro de 2016, operamos segundo as seguintes concessões/autorizações concedidas pela ANEEL para nossos negócios
de geração:
39
Concessões/Autorizações Estado Tipo de Usina
Capacidade Instalada Fim da Concessão
Início do Serviço ou Estimativa para
Começar
Projetos Operacionais
CGTEE
Candiota III - Fase C Rio Grande do Sul Termal 350,00 Julho de 2041 Janeiro de 2011
P. Médici (Candiota) Rio Grande do Sul Termal 383,00 Julho de 2015 Janeiro de 1974
Chesf
Araras Ceará Hidrelétrica 4,00 Julho de 2015 Fevereiro de 1967
Boa Esperança (Castelo Branco) Piauí Hidrelétrica 237,30 Dezembro de 2042 Janeiro de 1970
Camaçari(1) Bahia Termal 346,80 Agosto de 2027 Fevereiro de 1979
Complexo de Paulo Afonso e
Apolônio Sales
Bahia Hidrelétrica 4.279,60 Dezembro de 2042 Janeiro de 1955
Curemas Paraíba Hidrelétrica 3,52 Novembro de 2024 Junho de 1957
Funil Bahia Hidrelétrica 30,00 Dezembro de 2042 Março de 1962
Luiz Gonzaga (Itaparica) Pernambuco Hidrelétrica 1.479,60 Dezembro de 2042 Fevereiro de 1988
Pedra Bahia Hidrelétrica 20,00 Dezembro de 2042 Abril de 1978
Sobradinho Bahia Hidrelétrica 1.050,30 Fevereiro de 2052 Abril de 1979
Xingó Sergipe Hidrelétrica 3.162,00 Dezembro de 2042 Abril de 1994
Eletronorte
Araguaia(4) Mato Grosso Termal 20,0 (14) Abril de 2016
Coaracy Nunes Amapá Hidrelétrica 78,00 Dezembro de 2042 Outubro de 1975
Complexo de Tucuruí Pará Hidrelétrica 8.535,00 Julho de 2024 Novembro de 1984
Curuá-Una Pará Hidrelétrica 30,30 Julho de 2028 Abril de 1977
Rio Acre Acre Termal 45,49 Abril de 2025 Dezembro de 1994
Rio Branco I(3) Acre Termal 18,65 Julho de 2020 Fevereiro de 1998
Rio Branco II(3) Acre Termal 32,75 Julho de 2020 Abril de 1981
Rio Madeira(2) Rondônia Termal 119,35 Setembro de 2018 Abril de 1968
Samuel Rondônia Hidrelétrica 216,75 Setembro de 2029 Julho de 1989
Santana Amapá Termal 177,74 Setembro de 2019 Março de 1993
Santarém(4) Pará Termal 18,75 Não determinado Junho de 1914
Senador Arnon Afonso Farias de
Mello
Roraima Termal 85,99 Agosto de 2024 Dezembro de 1990
Furnas
Batalha Minas Gerais Hidrelétrica 52,50 Agosto de 2041 Maio de 2014
Corumbá I Goiás Hidrelétrica 375,00 Dezembro de 2042 Abril de 1997
Funil Rio de Janeiro Hidrelétrica 216,00 Dezembro de 2042 Abril de 1969
Furnas Minas Gerais Hidrelétrica 1.216,00 Dezembro de 2042 Março de 1963
Itumbiara Goiás/Minas Gerais Hidrelétrica 2.082,00 Fevereiro de 2020 Fevereiro de 1980
Luis Carlos Barreto (Estreito) SP/Minas Gerais Hidrelétrica 1.050,00 Dezembro de 2042 Janeiro de 1969
Manso(5) Mato Grosso Hidrelétrica 212,00 Fevereiro de 2035 Outubro de 2000
Marimbondo SP/Minas Gerais Hidrelétrica 1.440,00 Dezembro de 2042 Abril de 1975
Mascarenhas de Moraes Minas Gerais Hidrelétrica 476,00 Outubro de 2023 Abril de 1973
Porto Colômbia Minas Gerais/SP Hidrelétrica 320,00 Dezembro de 2042 Março de 1973
Roberto Silveira (Campos) Rio de Janeiro Termal 30,00 Julho de 2027 Abril de 1977
Santa Cruz(6) Rio de Janeiro Termal 500,00 Julho de 2015 Março de 1967
Serra da Mesa(5) Goiás Hidrelétrica 1.275,00 Novembro de 2039 Abril de 1998
Simplício Rio de Janeiro Hidrelétrica 305,70 Agosto de 2041 Junho de 2013
Eletronuclear
Angra I Rio de Janeiro Nuclear 640,00 Dezembro de 2024 Janeiro de 1985
Angra II Rio de Janeiro Nuclear 1.350,00 Agosto de 2040 Setembro de 2000
Eletrosul
Barra do Rio Chapéu Santa Catarina Hidrelétrica 15,15 Maio de 2034 Fevereiro de 2013
40
Concessões/Autorizações Estado Tipo de Usina
Capacidade Instalada Fim da Concessão
Início do Serviço ou Estimativa para
Começar
Capão do Inglês Rio Grande do Sul Eólico 10,00 Maio de 2049 Dezembro de 2015
Coxilha Seca Rio Grande do Sul Eólico 30,00 Maio de 2049 Dezembro de 2015
Wind Cerro Chato I Rio Grande do Sul Eólico 30,00 Agosto de 2045 Janeiro de 2012
Wind Cerro Chato II Rio Grande do Sul Eólico 30,00 Agosto de 2045 Agosto de 2011
Wind Cerro Chato III Rio Grande do Sul Eólico 30,00 Agosto de 2045 Junho de 2011
Galpões Rio Grande do Sul Eólico 8,00 Maio de 2049 Dezembro de 2015
João Borges Santa Catarina Hidrelétrica 19,00 Dezembro de 2035 Julho de 2013
Megawatt Solar Santa Catarina Solar 0,93 Não aplicável Setembro de 2014
Passo São João Rio Grande do Sul Hidrelétrica 77,00 Agosto de 2041 Março de 2012
São Domingos Mato Grosso do Sul Hidrelétrica 48,00 Dezembro de 2037 Junho de 2013
Governador Jayme Canet Junior
(ex-Mauá)
Paraná Hidrelétrica 363,14 Julho de 2042 Novembro de 2012
Amazonas GT
Aparecida Amazonas Termal 166,50 Julho de 2020 Fevereiro de 1984
Balbina Amazonas Hidrelétrica 249,75 Março de 2027 Janeiro de 1989
Flores Amazonas Termal 80 Agosto de 2016 Fevereiro de 2008
Iranduba Amazonas Termal 25 Agosto de 2016 Novembro de 2010
Mauá Amazonas Termal 124 Julho de 2020 Abril de 1973
São José Amazonas Termal 50 Agosto de 2016 Fevereiro de 2008
Amazonas Energia
Sistema isolado Amazonas Termal 406,8
SPEs Operacionais
Baguari Minas Gerais Hidrelétrica 140,00 Agosto de 2041 Setembro de 2009
Banda de Couro(16) Bahia Eólico 32,9 Julho de 2049 Março de 2016
Baraunas II(16) Bahia Eólico 25,9 Julho de 2049 Março de 2016
Baraúnas I Bahia Eólico 32,90 Abril de 2049 Novembro de 2015
Belo Monte(19) Pará Hidrelétrica 1.988,70 Agosto de 2045 Abril de 2016
Caiçara I Rio Grande do Norte Eólico 27,00 Junho de 2047 Novembro de 2015
Caiçara II Rio Grande do Norte Eólico 18,00 Julho de 2047 Novembro de 2015
Cerro Chato IV, V, VI, Ibirapuitã e
Trindade
Rio Grande do Sul Eólico 25,20 Março de 2047 Novembro de 2013
Chuí 09 Rio Grande do Sul Eólico 17,90 Maio de 2049 Outubro de 2015
Chuí I para V, e Minuano I e II Rio Grande do Sul Eólico 144,00 Abril de 2047 Maio de 2015
Dardanelos Mato Grosso Hidrelétrica 261,00 Julho de 2042 Agosto de 2011
Foz de Chapecó Rio Grande do Sul/Santa Catarina
Hidrelétrica 855,00 Novembro de 2036 Outubro de 2010
Geribatu I a X Rio Grande do Sul Eólico 258,00 Abril de 2047 Fevereiro de 2015
Jirau(7) Rondônia Hidrelétrica 3.750,00 Agosto de 2043 Setembro de 2013
Junco I Rio Grande do Norte Eólico 24,00 Julho de 2047 Novembro de 2015
Junco II Rio Grande do Norte Eólico 24,00 Julho de 2047 Novembro de 2015
Mangue Seco 2 Rio Grande do Norte Eólico 26,00 Junho de 2032 Setembro de 2011
Morro Branco I Bahia Eólico 32,90 Abril de 2049 Outubro de 2015
Mussambê Bahia Eólico 32,90 Fevereiro de 2049 Outubro de 2015
Parque Eólico Miassaba 3 Rio Grande do Norte Eólico 68,50 Agosto de 2045 Maio de 2014
Parque Eólico Rei dos Ventos 1 Rio Grande do Norte Eólico 58,50 Dezembro de 2045 Maio de 2014
Parque Eólico Rei dos Ventos 3 Rio Grande do Norte Eólico 60,10 Dezembro de 2045 Maio de 2014
Pedra Branca Bahia Eólico 30,00 Fevereiro de 2046 Março de 2013
Peixe Angical Tocantins Hidrelétrica 498,80 Novembro de 2036 Junho de 2006
Retiro Baixo Minas Gerais Hidrelétrica 82,00 Agosto de 2041 Março de 2010
Rouar S.A. Uruguai- Eólico 65,10 Dezembro de 2034 Dezembro de 2014
Santa Joana I(12) Piauí Eólico 30,00 Junho de 2049 Janeiro de 2016
Santa Joana III(12) Piauí Eólico 29,60 Junho de 2049 Janeiro de 2016
41
Concessões/Autorizações Estado Tipo de Usina
Capacidade Instalada Fim da Concessão
Início do Serviço ou Estimativa para
Começar
Santa Joana IV(12) Piauí Eólico 27,200 Junho de 2049 Janeiro de 2016
Santa Joana V(12) Piauí Eólico 28,90 Junho de 2049 Janeiro de 2016
Santa Joana VII(12) Piauí Eólico 28,90 Junho de 2049 Fevereiro de 2016
Santo Augusto IV(12) Piauí Eólico 28,90 Junho de 2049 Janeiro de 2016
Santa Joana IX Piauí Eólico 29,60 Agosto de 2035 Agosto de 2015
Santa Joana X Piauí Eólico 29,60 Agosto de 2035 Julho de 2015
Santa Joana XI Piauí Eólico 29,60 Agosto de 2035 Julho de 2015
Santa Joana XII Piauí Eólico 28,90 Agosto de 2035 Julho de 2015
Santa Joana XIII Piauí Eólico 29,60 Agosto de 2035 Julho de 2015
Santa Joana XV Piauí Eólico 28,90 Agosto de 2035 Julho de 2015
Santa Joana XVI Piauí Eólico 28,90 Agosto de 2035 Julho de 2015
Santo Antônio(8) Rondônia Hidrelétrica 3.568,30 Junho de 2043 Março de 2012
São Pedro do Lago Bahia Eólico 28,9 Fevereiro de 2046 Março de 2013
Serra das Vacas I Pernambuco Eólico 23,90 Junho de 2049 Dezembro de 2015
Serra das Vacas II Pernambuco Eólico 22,30 Junho de 2049 Dezembro de 2015
Serra das Vacas III Pernambuco Eólico 22,24 Junho de 2049 Dezembro de 2015
Serra das Vacas IV Pernambuco Eólico 22,30 Junho de 2049 Dezembro de 2015
Serra do Facão Goiás Hidrelétrica 212,60 Novembro de 2036 Julho de 2010
Serra do Navio Amapá Termal 23,30 Maio de 2037 Junho de 2008
Sete Gameleiras Bahia Eólico 30,00 Fevereiro de 2046 Março de 2013
Teles Pires(10) Pará/Mato Grosso Hidrelétrica 1.819,80 Junho de 2046 Novembro de 2015
Três Irmãos(9) SP Hidrelétrica 807,50 Outubro de 2044 Outubro de 2014
Verace 24 a 27 Rio Grande do Sul Eólico 57,30 Junho de 2049 Novembro de 2015
Verace 28 a 31 Rio Grande do Sul Eólico 57,30 Junho de 2049 Dezembro de 2015
Verace 34 a 36 Rio Grande do Sul Eólico 48,30 Junho de 2049 Dezembro de 2015
Projetos em desenvolvimento
Angra III Rio de Janeiro Nuclear 1.405,00 Dezembro de 2062 Janeiro de 2023
Anta Rio de Janeiro/ Minas Gerais
Hidrelétrica 28,00 Agosto de 2041 UG1 (Setembro de 2018) e UG2 (Dezembro de 2018)
Casa Nova I Bahia Eólico 180,00 Não aplicável indefinido
Casa Nova II Bahia Eólico 28,00 Maio de 2049 Dezembro de 2017
Casa Nova III Bahia Eólico 24,00 Maio de 2049 Dezembro de 2017
Mauá 3 Amazonas Termal 590,7 Novembro de 2044 April de 2017
Projetos de SPE em
desenvolvimento
Acauã Bahia Eólico 12,00 Abril de 2049 Outubro de 2017
Angical 2 Bahia Eólico 14,00 Abril de 2049 Maio de 2017
Arapapá Bahia Eólico 10,00 Abril de 2049 Outubro de 2017
Belo Monte Pará Hidrelétrica 11.233,10 Agosto de 2045 Abril de 2016
Bom Jesus Ceará Eólico 18,00 Abril de 2049 Dezembro de 2018
Cachoeira Ceará Eólico 12,00 Abril de 2049 Dezembro de 2018
Caititú 2 Bahia Eólico 14,00 Abril de 2049 Novembro de 2017
Caititú 3 Bahia Eólico 14,00 Abril de 2049 Dezembro de 2017
Carcará Bahia Eólico 10,00 Abril de 2049 Janeiro de 2018
Carnaúba I Rio Grande do Norte Eólico 22,00 Julho de 2049 Dezembro de 2018
Carnaúba II Rio Grande do Norte Eólico 18,00 Julho de 2049 Dezembro de 2018
Carnaúba III Rio Grande do Norte Eólico 16,00 Julho de 2049 Dezembro de 2018
Carnaúba V Rio Grande do Norte Eólico 24,00 Julho de 2049 Dezembro de 2018
Cervantes I Rio Grande do Norte Eólico 16,00 Julho de 2049 Dezembro de 2018
Cervantes II Rio Grande do Norte Eólico 12,00 Julho de 2049 Dezembro de 2018
Coqueirinho 2 Bahia Eólico 20,00 Junho de 2049 Maio de 2017
Corrupião 3 Bahia Eólico 14,00 Abril de 2049 Fevereiro de 2018
42
Concessões/Autorizações Estado Tipo de Usina
Capacidade Instalada Fim da Concessão
Início do Serviço ou Estimativa para
Começar
Famosa I Rio Grande do Norte Eólico 22,50 Maio de 2047 Outubro de 2018
Jandaia Ceará Eólico 28,80 Agosto de 2047 Novembro de 2019
Jandaia I Ceará Eólico 19,20 Julho de 2047 Novembro de 2019
Nossa Senhora de Fátima Ceará Eólico 28,80 Agosto de 2047 Novembro de 2019
Papagaio Bahia Eólico 18,00 Junho de 2049 Setembro de 2017
Pau Brasil Ceará Eólico 15,00 Março de 2047 Outubro de 2018
Pitimbu Ceará Eólico 18,00 Março de 2049 Dezembro de 2018
Punaú I Rio Grande do Norte Eólico 24,00 Julho de 2049 Dezembro de 2018
Rosada Rio Grande do Norte Eólico 30,00 Maio de 2047 Outubro de 2018
Concessões/Autorizações Estado Tipo de Usina
Capacidade Instalada Fim da Concessão
Início do Serviço ou Estimativa para
Começar
São Caetano Ceará Eólico 25,20 Abril de 2049 Dezembro de 2018
São Caetano I Ceará Eólico 18,00 Abril de 2049 Dezembro de 2018
São Clemente Ceará Eólico 19,20 Julho de 2047 Novembro de 2019
São Galvão Ceará Eólico 22,00 Março de 2049 Dezembro de 2018
São Januário Ceará Eólico 19,20 Junho de 2047 Novembro de 2019
São Manoel Mato Grosso/Pará Hidrelétrica 700,00 Abril de 2049 Janeiro de 2018
São Paulo Ceará Eólico 17,50 Março de 2047 Outubro de 2018
Sinop Mato Grosso Hidrelétrica 408,00 Dezembro de 2047 Dezembro de 2018
Tamanduá Mirim 2 Bahia Eólico 24,00 Junho de 2049 Junho de 2017
Teiú 2 Bahia Eólico 14,00 Abril de 2049 Outubro de 2017
Projeto de SPE planejados
Arara Azul Rio Grande do Norte Eólico 27,50 Novembro de 2049 Outubro de 2018
Bentevi Rio Grande do Norte Eólico 15,00 Novembro de 2049 Outubro de 2018
Itaguaçu da Bahia Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019
Ouro Verde I Rio Grande do Norte Eólico 27,50 Novembro de 2049 Outubro de 2018
Ouro Verde II Rio Grande do Norte Eólico 30,00 Novembro de 2049 Outubro de 2018
Ouro Verde III Rio Grande do Norte Eólico 25,00 Novembro de 2049 Outubro de 2018
Santa Rosa Ceará Eólico 20,00 Outubro de 2049 Outubro de 2018
Serra do Mel I Rio Grande do Norte Eólico 28,00 Outubro de 2049 Outubro de 2018
Serra do Mel II Rio Grande do Norte Eólico 28,00 Outubro de 2049 Outubro de 2018
Serra do Mel III Rio Grande do Norte Eólico 28,00 Novembro de 2049 Outubro de 2018
Uirapuru Ceará Eólico 28,00 Outubro de 2049 Outubro de 2018
Ventos de Angelim Ceará Eólico 24,00 Novembro de 2049 Outubro de 2018
Ventos de Santa Luiza Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019
Ventos de Santa Madalena Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019
Ventos de Santa Marcella Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019
Ventos de Santa Vera Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019
Ventos de Santo Antônio Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019
Ventos de São Bento Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019
Ventos de São Cirilo Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019
43
Ventos de São João Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019
Ventos de São Rafael Bahia Eólico 28,00 Setembro de 2049 Fevereiro de 2019
(1) A capacidade corresponde a cinco máquinas, que totalizam 346.803 MW. A usina pode operar usando petróleo e gás
natural. Nós solicitamos o cancelamento da concessão das termelétricas de Camaçari. O pedido está atualmente sendo
processado pela ANEEL. De acordo com as exigências da ANEEL, apenas a unidade 3 está atualmente em funcionamento,
gerando 69,12 MW. A capacidade total instalada será ajustada quando houver a decisão final da ANEEL.
(2) De acordo com o Despacho ANEEL nº 23, de 28 de janeiro de 2014, os ativos do Rio Madeira foram declarados fora de serviço.
(3) O despacho ANEEL nº 136, de 28 de janeiro de 2014, recomendou ao MME a extinção da autorização de Rio Branco I e Rio
Branco II.
(4) De acordo com a Portaria MME nº 88, de 27 de fevereiro de 2014, a concessão da usina de Santarém é temporária e reservada
para situações de emergência. A Ordem Processual 338 da ANEEL, de 02 de fevereiro de 2015, alterou a capacidade instalada
da usina de Santarém, de 10,00 MW para 18,75 MW. Tanto as usinas de Araguaia como de Santarém não são ativos da
Eletronorte e utilizam equipamentos temporários e contratos de arrendamento de serviços de O&M para cumprir as Portarias
MME 088/2014 (Santarém) e 333/2015 (Araguaia).
(5) UHEs compartilhadas, porém, a Furnas adquire a participação de seu parceiro por meio de contratos de compra de energia -
considerando a garantia física e a geração total de cada UHE.
(6) O total de 500MW não inclui a capacidade de geração das unidades 3 e 4, que tiveram suas operações temporariamente
suspensas pela ANEEL, nos termos do Despacho nº 3.263, de 19 de outubro de 2012. Esse valor, contudo, inclui 150 MW que
não está disponível atualmente, devido a atrasos na construção da usina. Quando a usina estiver pronta, as unidades 11 e 21
funcionarão em combinação com as unidades 1 e 2. A energia assegurada de 401,2 MW é relacionada à capacidade instalada de
500 MW.
(7) Operando com 3.750 MW.
(8) 44 unidades (de um total de 50) operando no quarto trimestre de 2016, totalizando 3.150,43 MW, de potência total de
3.568 MW.
(9) A Cesp não renovou a concessão da Usina Três Irmãos em novembro de 2011. No leilão nº 002/2014 - ANEEL, ocorrido em 28 de
março de 2014, o consórcio Furnas (49,9%) e o consórcio FIP CONSTANTINOPLA (50,1%) conquistaram a concessão da usina de
Três Irmãos, com proposta de contratação de energia elétrica (GAG), incluindo os custos de operação, manutenção, administração,
compensação e amortização da usina hidrelétrica, quando aplicável, nos termos do artigo 8º da Lei nº 12.783/2013, para um período de
30 anos a contar da data de vigência do respectivo Contrato de Concessão, celebrado em outubro de 2014.
(10) Todas as cinco unidades geradoras estão operando.
(11) Atualmente em processo de obtenção de licenças ambientais.
(12) A Chapada do Piauí II Holding S.A. incorporou as ações das SPE Ventos de Santa Joana I, III, IV, V, VII e Santo Augusto IV
Energia Renováveis S.A.
(13) 1.988,7 MW sob operação. As operações começaram em 2016.
(14) A ANEEL, por meio da Resolução nº 5.682, em agosto de 2016, autorizou a Eletronorte a operar a usina de Araguaia, no âmbito
do regime PIEE, em Querência (MT). A autorização permaneceu em vigor até janeiro de 2017, mas sua operação é mantida até
2019 ou até a entrada em operação da Solução Estrutural de Abastecimento na Região do Baixo Araguaia, de acordo com a
Portaria MME nº 333 de 21 de julho de 2015.
Fonte: Sistema Eletrobras.
Tipos de Usinas
As usinas de energia hidrelétrica contabilizavam 89,1% de nossa energia total gerada em 2016, em comparação a 87.9% em 2015 e
87.7% em 2014.
Nós também geramos eletricidade por meio de nossas usinas termais e nucleares. As usinas termais contabilizavam 3,6% de nossa
energia total gerada em 2016, em comparação a 5,0% em 2015 e 5,2% em 2014. As usinas nucleares contabilizavam 7,2% de nossa
energia total gerada em 2016, em comparação a 7,1% em 2015 e 7,1% em 2014.
A tabela a seguir estabelece o valor total de eletricidade gerada nos períodos indicados, medida em megawatt-horas, discriminado por
tipo de usina:
44
Exercício findo em 31 de dezembro de
2016 2015 2014
(MWh)
Tipo de usina:
Hidroelétrica(1) 195.375.915,67 183.912.559,88 191.970.101,40
Termal 7.841.685,90 10.519.882,87 11.411.711,52
Nuclear 15.864.289,07 14.808.265,57 15.433.251,78
Total(2) 219.081.890,64 209.240.708,32 218.815.064,70
(1) Incluindo 100% da Usina de Itaipu.
(2) Não considera MWh produzidos por qualquer usina eólica.
Usinas Hidrelétricas
As usinas hidrelétricas são nossa fonte de eletricidade mais eficientes economicamente, embora dependa significativamente de fatores
meteorológicos, tais como o nível de precipitação. Com base em nossa experiência com ambos os tipos de usinas, acreditamos que os
custos de construção das usinas hidrelétricas são maiores que das usinas termoelétricas; entretanto, a vida útil média das usinas
hidrelétricas é maior. Utilizamos nossas usinas hidrelétricas para fornecer a maior parte de nossa eletricidade primária e de back-up
durante períodos de pico de alta demanda. Durante períodos de rápida mudança no abastecimento e demanda, as usinas hidrelétricas
também fornecem flexibilidade de produção superior às nossas outras formas de geração elétrica, pois estamos aptos a aumentar
instantaneamente (ou diminuir) a produção a partir dessas fontes, em contraste às instalações termoelétricas ou nucleares em que há
um intervalo de tempo enquanto a produção é ajustada.
Em 31 de dezembro de 2016, possuíamos e operávamos 47 usinas hidrelétricas. Além disso, detemos uma participação de 50,0% na Itaipu,
os outros 50,0% da qual são detidos por uma entidade governamental paraguaia e participações na Peixe Angical (40,0%), Jirau (40,0%),
Serra do Facão (49,5%), Retiro Baixo (49,0%), Foz do Chapecó (40,0%), Baguari (15,0%), Dardanelos (49%), Santo Antônio (39,0%), Teles
Pires (49%), Três Irmãos (49,9%) e Belo Monte (49,98%). Além disso, detemos uma participação na Serra da Mesa (48,5%), Manso (70,0%)
e Mauá (49,0%). A ONS é única responsável por determinar, em qualquer exercício, a quantidade de eletricidade que cada uma de nossas
usinas deve gerar. Em 31 de dezembro de 2016, a capacidade total instalada de nossas usinas hidrelétricas era 40.870 MW (incluindo 50,0%
de Itaipu e nossas participações nas SPEs referidas acima). A tabela a seguir descreve as informações relacionadas às usinas hidrelétricas
detidas por nós e com parceiros em 31 de dezembro de 2016 e para o exercício então findo:
Capacidade(1) Instalada Energia Garantida(2) Início do Serviço
(MW)
Usinas Hidrelétricas
Araras 4,00 - Fevereiro de 1967
Baguari(3) 140,00 80,00 Setembro de 2009
Balbina 249,75 132,50 Janeiro de 1989
Barra do Rio Chapéu 15,15 8,61 Fevereiro de 2013
Batalha 52,50 48,80 Maio de 2014
Boa Esperança (Castelo Branco) 237,30 143,00 Janeiro de 1970
Coaracy Nunes(4) 78,00 62,6 Outubro de 1975
Complexo de Paulo Afonso(5) e Piloto 4.279,60 2.225,00 Janeiro de 1955
Corumbá I 375,00 209,00 Abril de 1997
Curemas 3,52 1,00 Junho de 1957
Curuá-Una 30,30 24,00 Abril de 1977
Dardanelos(6) 261,00 154,90 Agosto de 2011
Foz do Chapecó(7) 855,00 432,00 Outubro de 2010
Funil 216,00 121,00 Abril de 1969
Funil (Chesf) 30,00 10,91 Março de 1962
Furnas 1.216,00 598,00 Março de 1963
Itaipu (8) 14.000,00 8.577,00 Março de 1985
Itumbiara 2.082,00 1.015,00 Fevereiro de 1980
Jirau(9) 3.750,00 2.184,60 Setembro de 2013
João Borges 19,00 10,14 Julho de 2013
Luis Carlos Barreto (Estreito) 1.050,00 495,00 Janeiro de 1969
Luiz Gonzaga (Itaparica) 1.479,60 959,00 Fevereiro de 1988
Manso (70%)(10) 212 92,00 Outubro de 2000
Marimbondo 1.440,00 726,00 Abril de 1975
45
Capacidade(1) Instalada Energia Garantida(2) Início do Serviço
(MW)
Mascarenhas de Moraes 476,00 295,00 Abril de 1973
Gov. Jayme Canet Jr. (ex-Mauá)(11) 363,14 96,9 Novembro de 2012
Passo São João 77,00 41,10 Março de 2012
Pedra 20,00 3,74 Abril de 1978
Peixe Angical(12) 498,80 280,50 Junho de 2006
Porto Colômbia 320,00 185,00 Março de 1973
Retiro Baixo(13) 82,00 38,50 Março de 2010
Samuel 216,75 92,70 Julho de 1989
Santo Antônio(14) 3.568,30 2.424,20 Março de 2012
São Domingos 48,00 36,40 Junho de 2013
Serra da Mesa (48.5%)(10) 1.275 671,00 Abril de 1998
Serra do Facão(15) 212,60 182,40 Julho de 2010
Simplício 305,70 175,4 Junho de 2013
Sobradinho 1.050,30 531,00 Abril de 1979
Teles Pires 1.819,80 567,40 Novembro de 2015
Três Irmãos(16) 807,50 217,50 Outubro de 2014
Tucuruí 8.535,00 4.140,00 Novembro de 1984
Xingó 3.162,00 2.139,00 Abril de 1994
(1) A capacidade instalada de Itaipu é 14.000 MW. A Itaipu é igualmente detida pelo Brasil e Paraguai.
(2) A energia garantia é o valor máximo ao ano que cada usina é permitida a vender em licitações/abastecimento ao Sistema
Nacional Interligado, um valor determinado pela ONS. Qualquer energia produzida além da energia garantida é vendida no
Ambiente de Contratação Livre.
(3) Nós possuímos 15,0% da usina Baguari. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.
(4) A usina Coaracy Nunes faz parte do sistema isolado e não tem uma restrição de energia assegurada.
(5) Complexo de Paulo Afonso tem 5 (cinco) usinas.
(6) Detemos 49,0% da usina de Dardanelos. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.
(7) Detemos 40,0% da usina de Foz do Chapecó. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.
(8) Detemos 50,0% da usina de Itaipu. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.
(9) Detemos 40,0% da usina de Jirau. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.
(10) Detemos 48,46% da usina de Serra Mesa e 70,0% da usina de Manso. Os valores nesta tabela se referem à capacidade/utilização
de cada usina.
(11) Detemos 49,0% da usina de Mauá. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.
(12) Detemos 40,0% da usina de Peixe Angical. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.
(13) Detemos 49,0% da usina de Retiro Baixo. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.
(14) Detemos 39,0% da usina de Santo Antônio. Em 31 de dezembro de 2016, a capacidade operacional instalada era 3.150,43 MW.
(15) Detemos 49,5% da usina de Serra do Facão. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.
(16) Detemos 49,9% da usina de Três Irmãos. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.
A tabela abaixo descreve a energia gerada pelas usinas hidrelétricas detidas por nós, a energia garantida e a utilização operacional
efetiva em 31 de dezembro de 2016. Convertemos a medição da energia garantida para MWh, de modo a compara-la à energia gerada.
Energia Garantida
Energia Gerada(1)
Uso Operacional
Efetivo
(MWh) (%)
Usinas Hidrelétricas
Balbina 1.158.948,00 466.756,25 40,3 %
Barra do Rio Chapéu 75.423,60 67.029,01 88,9 %
Batalha 427.488 107.235,85 25,1 %
Boa Esperança (Castelo Branco) 1.252.680 906.408,73 72,4 %
Coaracy Nunes 548.376 500.106,68 91,2 %
Complexo de Paulo Afonso e Piloto 19.491.000 7.106.173,57 36,5 %
Corumbá I 1.830.840 1.200.780,83 65,6 %
Curemas 8.760 2,99 0,0 %
46
Energia Garantida
Energia Gerada(1)
Uso Operacional
Efetivo
(MWh) (%)
Curuá-Uma 210.240 163.562,38 77,8 %
Funil(Furnas) 1.059.960 677.989,49 64,0 %
Funil (Chesf) 95.571,60 21.881,96 22,9 %
Furnas 5.238.480 3.087.620,58 58,9 %
Itumbiara 8.891.400 4.625.646,25 52,0 %
João Borges 88.826,40 77.763,63 87,5 %
Luis Carlos Barreto (Estreito) 4.336.200 2.737.021,32 63,1 %
Luiz Gonzaga (Itaparica) 8.400.840 3.134.197,03 37,3 %
Manso (70%)(2) 805.920 624.564,63 77,5 %
Marimbondo 6.359.760 6.198.129,39 97,5 %
Mascarenhas de Moraes 2.584.200 1.671.113,97 64,7 %
Gov. Jayme Canet Jr. (ex-Mauá)(3) 848.581,20 1.348.173,67 158,9 %
Passo São João 360.036 396.513,57 110,1 %
Pedra 32.762,40 29.968,20 91,5 %
Porto Colômbia 1.620.600 1.519.290,28 93,7 %
Samuel 812.052 502.385,11 61,9 %
São Domingos 318.864 253.335,45 79,4 %
Serra da Mesa(2) 5.877.960 3.251.634,76 55,3 %
Simplício 1.536.504 818.611,53 53,3 %
Sobradinho 4.651.560 1.468.453,76 31,6 %
Tucuruí 36.266.400 25.752.222,97 71,0 %
Xingó 18.737.640 8.152.383 43,5 %
Total 133.927.873,20 76.866.957,48 57,4 %
(1) Excluindo (i) Itaipu, que é detida igualmente pelo Brasil e Paraguai; e (ii) qualquer energia gerada por meio de nossa
participação nas SPEs.
(2) Detemos 48,46% da usina de Serra Mesa e 70,0% da usina de Manso. Os números nesta tabela referem-se a toda a
capacidade/utilização da usina.
(3) Detemos 49,0% da usina de Mauá. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade/utilização da usina.
Ver “- Concessões” para informações sobre as usinas de energia hidrelétrica operada pela Chesf, Eletronorte e Furnas.
As usinas hidrelétricas no Brasil devem pagar uma taxa de royalty de 6,75% da energia gerada aos estados e municípios brasileiros
nos quais as usinas estão localizadas ou nos quais os terrenos podem ter sido inundados pelo reservatório de uma usina para uso de
recursos hidrológicos. As taxas são estabelecidas independentemente por estado e/ou município, conforme aplicável, e são baseadas
no valor de energia gerada por cada usina e são pagas diretamente aos estados e municípios. As taxas para os estados e municípios nos
quais operamos eram R$ 362 milhões em 2016 em comparação a R$ 348,9 milhões em 2015 e R$ 387 milhões em 2014. Essas taxas
são incluídas como custos operacionais em nossas demonstrações financeiras consolidadas.
Nossas controladas adquiriram concessões para a construção de 8 novas usinas de energia hidrelétrica. Belo Monte começou
parcialmente as operações em 2016, apesar de ainda estar em construção. As informações relacionadas às novas usinas estão
estabelecidas na tabela a seguir:
Capacidade Instalada
Início da Construção Início do Serviço(1)
(MW)
Novas usinas:
Belo Monte(1) 11.233,0 Agosto de 2011 Abril de 2016
Coxilha Rica(3) 18,0 - -
Santo Antônio(2) 3.568,3 Agosto de 2008 Março de 2012
Santo Cristo(3) 19,5 - -
São Manoel 700,0 Agosto de 2014 Janeiro de 2018
47
Capacidade Instalada
Início da Construção Início do Serviço(1)
(MW)
Sinop 408,0 Dezembro de 2013 Dezembro de 2018
Anta 28,0 Março de 2007 Maio de 2018
(1) Capacidade instalada de 1.988 MW em operação.
(2) 44 turbinas operando, totalizando 3.150,4 MW de capacidade instalada.
(3) Com relação a Santo Cristo há uma intenção de desinvestir ou formar uma parceria. O convite público para investidores está em
estudo. E no que se refere à Coxilha Rica, há questões de obtenção das licenças pertinentes do IPHAN (Instituto do Patrimônio
Histórico e Artístico Nacional).
Pretendemos financiar essas usinas a partir do fluxo de caixa das operações, futuros pagamentos de indenização recebidos em
conformidade com a Lei no 12.783/2013, recebíveis dos empréstimos concedidos à Itaipu e, se necessário, dos financiamentos obtidos
nos mercados internacionais de capital e/ou agências multilaterais.
Usinas Termoelétricas
Em 31 de dezembro de 2016, possuíamos e operávamos 114 usinas termoelétricas, incluindo 49,00% na usina de Serra do Navio. As
usinas termoelétricas incluem usinas de geração de energia por carvão, petróleo e gás. A capacidade instalada total de nossas usinas
termoelétricas era 2.991,74 MW em 31 de dezembro de 2016 em comparação a 3.782 MW em 31 de dezembro de 2015 e 4.150 MW
em 31 de dezembro de 2014.
48
A tabela a seguir descreve informações relacionadas às nossas usinas termoelétricas em 31 de dezembro de 2016 e referente ao
exercício findo:
Energia Garantida(1)
Energia Gerada(2)
Uso Operacional Efetivo
(MWh) (%)
Araguaia(3) - - 100,00
Aparecida 1.629.360 508.809 31,2
AS São José 167.283 130.277,42 77,9
Camaçari 401.187 11.924,42 3,0
Candiota III - Fase C 1.936.485,60 1.472.397,34 76,0
FO Flores 700.800 213.659,09 30,5
Iranduba 219.000 138.177,93 63,1
Mauá 1.137.048 841.320,75 74,0
P. Médici (Candiota) 349.173,60 808.308,58 231,5
Rio Acre - - 100,0
Rio Branco I(4) - - 100,0
Rio Branco II(4) - - 100,0
Rio Madeira - - 100,0
Roberto Silveira (Campos) 183.960 16.548,60 9,0
Santa Cruz 3.514.512 2.085.985,37 59,4
Santana 195.348 4.438,94 2,3
Santarém - 895,02 100,0
Outros Sistemas Isolados 1.572.980,64 1.608.943,12 102,3
Total 12.007.137,84 7.841.685,90 65,3
(1) A Energia Garantida somente é determinada em relação às usinas do Sistema Interligado Nacional, não do Sistema Isolado.
A maioria de nossas usinas termoelétricas é parte do sistema isolado.
(2) A Energia Gerada não inclui energia gerada por meio de nossa participação em SPEs.
(3) A ANEEL, por meio da Resolução nº 5.682, em agosto de 2016, autorizou a Eletronorte a operar a usina de Araguaia, no âmbito
do regime PIEE, em Querência, Mato Grosso. A autorização permaneceu em vigor até janeiro de 2017, mas sua operação é
mantida até 2019 ou até a entrada em operação da Solução Estrutural de Abastecimento na Região do Baixo Araguaia, de
acordo com a Portaria MME nº 333 de 21 de julho de 2015.
(4) O despacho ANEEL nº 136, de 28 de janeiro de 2014, recomendou ao MME a extinção da autorização para Rio Branco I e
Rio Branco II.
Cada uma de nossas usinas termoelétricas opera com carvão, gás e petróleo. O combustível para as usinas termoelétricas é entregue
por rodovia, trilhos, gasoduto ou via navegável, dependendo da localização da usina.
Buscamos operar nossas usinas termoelétricas em nível ideal consistente para fornecer uma fonte constante de produção de
eletricidade. Nossas usinas termoelétricas são significativamente menos eficientes e possuem vidas úteis significativamente mais
curtas do que nossas usinas hidroelétricas. Nós incorremos despesas brutas para combustível comprado para produção de energia de
R$ 759 milhões em 2016 comparado a R$ 1.250 milhões em 2015 em comparação com R$1.480 milhões para 2014, que foram
reembolsadas a partir da Conta CCC, em conformidade com a Lei no 12.111.
Recuperamos uma parcela substancial dos custos operacionais das usinas térmicas, que correspondem à diferença entre o custo de uma
usina termelétrica e o custo de uma usina hidrelétrica, através de reembolsos nos termos da conta com a CCC. O Governo Brasileiro
criou a Conta CCC em 1973 para fins de reservas financeiras de construção para cobrir os custos de uso de usinas termoelétricas por
combustível fóssil, que são mais caras para operar do que as usinas hidrelétricas, na Rede Básica e no Sistema Interligado Nacional,
caso uma queda de energia gerasse a necessidade de aumento de produção de usinas termoelétricas. Os consumidores, por meio dos
distribuidores de eletricidade no Brasil, foram obrigados a contribuir anualmente à Conta CCC, que, em vigor, serviu como fundo de
seguro contra situações extraordinárias, tais como interrupção de precipitação, que exigiriam o aumento de uso de usinas
termoelétricas. O valor total da contribuição anual exigida foi calculado com base nos custos de estimativas de combustível do
exercício atual para todas as usinas termoelétricas. Uma contribuição proporcional foi alocada a cada usina para o valor total com base
na distribuição de eletricidade total da usina durante o exercício anterior. Em 1993, o escopo da Conta CCC foi ampliado a fim de
incluir uma parte dos custos de geração de eletricidade térmica em grades isoladas não integradas em áreas remotas da região nordeste
do Brasil.
49
A Amazonas D, Eletroacre, CERON e Eletronorte (até 2015) receberam reembolso da Conta CCC para a compra de combustível
usado em suas usinas termoelétricas, e a diferença entre os custos associados à geração no SIN e no Sistema Isolado. A CGTEE
recebeu valores da Conta CCC para subsidiar partes de seus custos relacionadas à aquisição de carvão. Atualmente administramos a
Conta CDE e CCC até 30 de abril de 2017, ou até que a ANEEL decida certificar a transferência de responsabilidades para a
CCEE. Em conformidade com a Lei no 12.783, a Conta CCC é financiada com valores da conta CDE. Os custos adicionais para
combustível utilizados na operação das usinas de energia termoelétrica no Sistema Isolado estão agora sendo cobertos pela conta
CCC. Os reembolsos da Conta CCC para os custos de combustível de usinas termoelétricas relacionados à Rede Básica foram
retirados em conjunto com o desenvolvimento de um mercado de atacado competitivo. Os reembolsos da Conta CCC para os custos
de combustível de usinas termoelétricas relacionados à Rede Básica foram retirados em conjunto com o desenvolvimento de um
mercado de atacado competitivo. Após esta retirada, nós tivemos que arcar com todos os custos operacionais de nossas usinas
termoelétricas relacionados ao SIN.
As tabelas a seguir descrevem informações relacionadas ao preço pago e valor do combustível comprado para uso em nossas usinas
termoelétricas nos períodos indicados:
Exercício findo em 31 de dezembro de
2016 2015 2014
(R$ milhares)
Tipo de Combustível
Carvão 120.750 86.832 161.000
Petróleo leve 1.732.720 3.808.140 4.861.400
Petróleo bruto 38.580 60.295 51.000
Gás 1.936.632 747.640 686.930
Urânio 371.900 286.949 308.600
Outros 56.490 0 0
Total 4.257.072 4.989.856 6.068.930
Exercício findo em 31 de dezembro de
2016 2015 2014
Tipo de Combustível
Carvão 2.562.911 2.263.988 2.346.210
Petróleo leve (litros) 520.472.422 757.822.681 647.661.682
Petróleo bruto (toneladas) 23.032 33.728 33.829
Gás (m3) 1.814.616.225 1.736.443.823 1.603.888.527
Urânio (Kg) 377.454 228.784 255.672
Outros 98.525.050 0 0
Usinas Nucleares
As usinas nucleares representam aproximadamente 2% da capacidade total instalada de geração de eletricidade no Brasil. O ONS
(Operador Nacional do Sistema Elétrico), órgão responsável pelo despacho de carga do sistema elétrico brasileiro, considera
importante a implantação de usinas nucleares no Brasil. De acordo com a Constituição brasileira, a propriedade e a operação das
usinas nucleares devem permanecer monopólio do Estado brasileiro. Assim, continuamos a deter 99,9% da Eletronuclear.
Por meio da Eletronuclear, nós operamos duas usinas de energia nuclear, Angra I, com capacidade instalada de 640 MW e Angra II,
com 1.350 MW. Além disso, a Eletronuclear iniciou a construção de uma nova usina nuclear, denominada Angra III, durante o
segundo semestre de 2009. Respectivamente, em 5 de março de 2009 e 31 de maio de 2010, o IBAMA (Instituto Brasileiro do Meio
Ambiente) e a CNEN (Comissão Nacional de Energia Nuclear) emitiram a “Licença de Instalação” e a “Licença de Construção” para
Angra III.
Em 31 de dezembro de 2016, estimávamos que a construção seria concluída até 2022. No entanto, devido à interrupção da construção
de Angra III, nós e a Eletronuclear estamos aguardando uma Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que
determinará as datas de retomada da construção e o início da operação comercial da usina. Depois de construída, Angra III terá uma
capacidade instalada de 1.405 MW. Em 31 de dezembro de 2016, estimávamos que o custo de construção seria aproximadamente
R$ 26,5 bilhões.
A tabela a seguir descreve as informações relacionadas às nossas usinas nucleares a partir de 31 de dezembro de 2016 e referente ao
exercício então findo:
50
Capacidade Instalada
Energia Gerada(1)
Energia Garantida(2) Início do Serviço(3)
(MW) (MWh)
Usina Nuclear:
Angra I 640 5.092.874,784 4.478.083 1 de janeiro de 1985
Angra II 1.350 10.771.414,121 10.582.085 1 de setembro de 2000
Total 1.990 15.864.288,905 15.060.168
(1) Energia Bruta Gerada.
(2) Para nossas usinas nucleares, a energia garantida não é limitada pela ONS ou outra agência reguladora.
(3) Operação comercial em: Angra I - janeiro de 1985 e Angra II - setembro de 2000.
Angra I operou com capacidade de 90,6% em 2016 em linha com os padrões da indústria. Assim, a energia bruta gerada da Angra I foi
5.092.874,8 MWh/ano em 2016.
Angra II operou com capacidade de 90,8% em 2016 em linha com os padrões da indústria. Assim, a energia bruta gerada da Angra II
foi 10.771.414,1 MWh/ano em 2016.
Angra I e Angra II utilizam urânio obtido de um contrato celebrado com a Indústrias Nucleares Brasileiras, ou INB, empresa estatal
do Governo Brasileiro responsável pelo processamento de urânio utilizado em nossas usinas nucleares de Angra I e Angra II. Os
elementos de combustível são enviados por caminhão à usina nuclear em conformidade com o contrato; a Eletronuclear é responsável
pela entrega segura do combustível. Até o presente, a Eletronuclear (e a ex-proprietária da Angra I - Furnas) não enfrentou dificuldade
relevante no transporte de combustível para Angra I e Angra II. Além disso, resíduos nucleares de baixo nível (tais como filtros e
algumas resinas) são armazenados em recipientes especialmente designados em um local de armazenamento temporário no solo das
usinas. Como é o caso de muitos outros países, o Brasil ainda não desenvolveu uma solução de armazenamento permanente para
resíduos nucleares. Os resíduos nucleares de alto nível (combustível nuclear gasto) são armazenados nas células de combustível
(tanques de armazenamento compactos no reservatório de combustível) das usinas. A responsabilidade relacionada à desativação de
usinas de energia nuclear Angra I e Angra II está prevista em nossas demonstrações financeiras. O valor desta provisão é apoiado por
um relatório técnico de um grupo de trabalho da Eletronuclear criado em 2013. Em relação à Angra I, o custo de desativação estimado
em 31 de dezembro de 2016 é, no valor atual, R$ 587,7 milhões e em relação à Angra II, o custo de desativação estimado em 31 de
dezembro de 2016 é, no valor atual, R$ 288,4 milhões. A vida útil econômica das usinas foi estimada em 40 anos. A Eletronuclear
realiza provisões mensais para os valores atuais estimados dos custos de desativação relacionados à Angra I e Angra II.
A eletricidade gerada pela Eletronuclear durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2016 foi vendida proporcionalmente entre
um grupo de empresas de distribuição de energia, por um preço regulado em conformidade com a Resolução da ANEEL nº
2.006/2015 de 15 de dezembro de 2015. Essas vendas resultaram em um rendimento fixo de R$ 2.862 milhões durante o exercício
findo em 31 de dezembro de 2016.
Devido às dificuldades financeiras na Eletronuclear e também devido a problemas na contratação de serviços de engenharia,
construção civil e serviços de construção eletromecânica, como resultado da investigação da Lava Jato, a construção de Angra III está
momentaneamente interrompida. Nós e a Eletronuclear aguardamos orientação do Governo Federal, por intermédio do MME e do
CNPE, sobre a retomada das atividades de construção da usina. Enquanto isso, a Eletronuclear tomou todas as medidas necessárias
para preservar o canteiro de obras, as estruturas civis já construídas e os materiais, componentes e equipamentos já adquiridos, para
retomar as atividades de construção assim que o Governo Federal autorizar a retomada da construção de Angra III.
Registramos impairment em relação a esse projeto no valor total do ativo. Em relação à Angra III, registramos um impairment
acumulado e contratos onerosos de R$ 10.299,6 milhões e R$ 6.063,4 milhões em 31 de dezembro de 2016 e 2015, respectivamente.
Adicionalmente, em 31 de dezembro de 2016, contabilizamos provisão para contratos onerosos da usina de Angra III no valor de
R$ 1,3 bilhão. Para mais informações, ver as notas 19 e 33 às nossas demonstrações financeiras.
Vendas de Eletricidade Gerada
Vendemos aproximadamente R$ 19,252 milhões de eletricidade gerada em 2016, em comparação a R$ 19.576 milhões em 2015 e
R$ 21.113,5 milhões em 2014. Essas vendas são feitas somente às empresas de distribuição (que constituem as principais fontes de
vendas de eletricidade gerada) ou consumidores livres. Detemos algumas empresas de distribuição com atividades nas regiões centro-
oeste, norte e nordeste do Brasil e vendemos uma parte relativamente pequena da eletricidade que nós geramos a essas empresas de
distribuição, o que não dá origem a receitas em nosso segmento de geração, conforme discutido em “- Distribuição”.
Vendemos a eletricidade gerada de acordo com ambos os contratos de fornecimento com usuários finais industriais e com um
processo de licitação para vendas às empresas de distribuição. A tabela a seguir descreve, por tipo de venda, as vendas de eletricidade
gerada nas regiões que atendemos períodos apresentados:
51
Exercício findo em 31 de dezembro de
2016 2015 2014
(MWh)
(R$ milhares) (MWh)
(R$ milhares) (MWh)
(R$ milhares)
Tipo de venda:
Por meio de licitações e
contratos iniciais (taxa de
energia) 46.078.399 12.885.622 45.487.632 12.310.243 41.391.581 12.175.362
Receita de manutenção e
operação 68.130.390 2.178.699 66.654.337 1.882.637 68.789.819 1.803.127
Por meio de contratos de livre
negociação ou contratos
bilaterais (taxa de energia) 25.354.950 4.187.522 34.728.231 5.383.361 41.877.430 7.135.079
Total 139.563.739 19.251.843 146.870.200 19.576.241 152.058.830 21.113.568
(1) Energia vendida no mercado regulamentado e de acordo com uma nova metodologia que exclui liquidação de energia da CCEE,
não considera as vendas de energia de Itaipu.
Com relação aos contratos de fornecimento, o valor que recebemos de cada venda é determinado com base na “taxa de capacidade” e
“taxa de energia” (ou, em alguns casos, ambas). A taxa de capacidade é baseada no valor de capacidade garantida especificado em
MV e é cobrada sem considerar o valor de eletricidade efetivamente entregue. A taxa é para um valor fixo (assim, não depende do
valor de eletricidade efetivamente fornecido). Em contrapartida, a taxa de energia é baseada no valor de eletricidade efetivamente
utilizado pelo destinatário (expresso em MWh). Nossas aquisições de eletricidade de Itaipu, e nossa negociação de eletricidade de
Itaipu aos distribuidores, são pagas com base na taxa de capacidade (incluindo taxa de transmissão paga à Furnas). Nossas vendas de
eletricidade (por meio de nossas controladas Chesf e Eletronorte) aos consumidores finais, especialmente aos consumidores
industriais, são cobradas com base na taxa de capacidade e na taxa de energia. Com relação às vendas de licitação, conforme discutido
no “Regulamento da Indústria Enérgica Brasileira nos termos da Lei Regulatória de Eletricidade”, os convites para participar de
licitações são elaborados pela ANEEL e, caso sejamos selecionados, celebramos contratos de compra e venda com a empresa de
distribuição relevante por um valor de eletricidade que seja proporcional à demanda estimada da Empresa ao longo do período de
contrato.
Transmissão
Transmissão de Eletricidade
As cobranças em nosso segmento de transmissão são fixadas pela ANEEL, a qual estabelece uma cobrança fixa a cada ano. As
receitas líquidas (incluindo atualizações da taxa interna de retorno) da transmissão representavam 16,37% de nossas receitas líquidas
totais antes das eliminações em 2016, em comparação a 53,23% em 2015 e 15,78% em 2014. A eletricidade que geramos é
transportada por meio da rede de transmissão de tensão do Brasil, com 63.571 km de linhas de transmissão pertencente a nós em 31 de
dezembro de 2016, em comparação a 60.997 km em 31 de dezembro de 2015 e 60.502 km em 31 de dezembro de 2014. Incluindo
nossas parcerias com Empresas de capital fechado em SPEs/Consórcios, possuímos aproximadamente 70.201 km em operação em
31 de dezembro de 2016. Para mais informações, ver “ - Atividades de Crédito e Financiamento - Participação Acionária”. No Brasil,
a maioria das usinas hidrelétricas estão localizadas em uma distância considerável dos principais centros de carregamento e, portanto,
para chegar aos consumidores, foi desenvolvido um sistema de transmissão extensivo. Transmissão é a transferência em massa de
eletricidade, em voltagens muito altas (de 230 kV a 750 kV), das instalações de geração aos sistemas de distribuição nos centros de
carregamento por meio da grade de transmissão. SIN é um sistema interligado nacional que liga as regiões Norte e Nordeste às regiões
Sul e Sudeste. Coordenar os sistemas de transmissão é necessário para otimizar os custos de investimento e operacionais e para
garantir a confiabilidade e adequar as condições de fornecimento de carga por meio do SIN.
52
O mapa a seguir descreve a localização geográfica de nossos ativos de transmissão em 31 de dezembro de 2016:
Concessões de Transmissão
Em 31 de dezembro de 2016, nossas operações de transmissão foram realizadas em conformidade com as seguintes concessões
concedidas pela ANEEL (excluindo as operações de transmissão realizadas por meio de SPEs):
Duração total
Níveis de tensão
Média de anos restantes da concessão
(km) (kV)
Furnas 20.086 25 - 750 26,5
Chesf 20.314 69 - 500 26,7
Eletrosul 10.991 69 - 500 26,3
Eletronorte 11.777 69 - 500 26,8
Amazonas GT 403 230 Indefinido
53
Devido ao desenvolvimento dos recursos hidrelétricos da região amazônica, que exige a transmissão de grandes quantidades de
energia, o Brasil desenvolveu o Sistema Interligado Nacional. Devido ao desenvolvimento dos recursos hidrelétricos da região
amazônica, que exige a transmissão de grandes quantidades de energia, o Brasil desenvolveu o Sistema Interligado Nacional. Uma
rede de transmissão nacional fornece aos geradores acesso aos consumidores em todas as regiões. As tabelas a seguir demonstram a
extensão das linhas de transmissão (em km) por subsidiária e por voltagem em 31 de dezembro de 2016:
750 kV
600 kV (DC)(1)
525/500 kV 345 kV 230 kV 138 kV 132/13,8 kV Total
Empresa:
Chesf - - 5.372 - 14.168 463 311 20.314
Eletronorte - - 3.243 - 7.372 959 203 11.777
Eletrosul - - 3.769 - 5.255 1.898 69 10.991
Furnas 2.698 1.612 4.849 6.305 1.929 2.528 165 20.086
Amazonas GT - - - - 403 - - 403
Total(2) 2.698 1.612 17.233 6.305 29.127 5.848 748 63.571
(1) DC significa corrente direta.
(2) Esta tabela não inclui linhas de transmissão de propriedade de SPEs nas quais participamos. Se as linhas de transmissão
tivessem sido incluídas, o total seria 70.201 km.
A tabela a seguir estabelece, em base consolidada, a porcentagem da rede de transmissão total acima de 230 kV no Brasil pela qual
éramos responsáveis em 31 de dezembro de 2016, considerando nossas participações em SPEs:
750 kV
600 kV (DC)(1)
525/500 kV 400 kV 345 kV 230 kV Total
Empresa:
Eletrobras 100,00 30,88 43,25 0,00 62,17 54,06 46,97
Outros 0,00 69,12 56,75 100,00 37,83 45,94 53,03
Total 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
(1) DC significa corrente direta.
Salvo em relação a uma pequena parte das linhas de transmissão da Eletronorte localizadas no sistema isolado, as linhas de
transmissão no Sistema Interligado Nacional são totalmente integradas e conhecidas como a rede principal.
Operamos como parte de um sistema de eletricidade nacional integrado e coordenado para o Brasil. A Lei de Concessões nos autoriza
a cobrar taxas pelo uso de nosso sistema de transmissão por outras empresas de eletricidade.
Em 31 de dezembro de 2016, nós possuíamos aproximadamente 47% de todas as linhas de transmissão no Brasil (230 kV e acima) e
recebemos tarifas que são pagas pelos usuários da Rede Principal. O valor de nossas receitas anuais da transmissão eram R$ 4.112
milhões em 2016, em comparação a R$ 5.611 milhões em 2015 e R$ 4.701 milhões em 2014.
Também recebemos uma tarifa (R$ 2.169,30 por MW/mês em 31 de dezembro de 2016) para a transmissão da geração de Itaipu, uma
vez que Furnas possui o sistema de transmissão disponível exclusivamente para esta usina. Este sistema compreende as linhas de
transmissão de 750 kV de Itaipu/Ivaiporã e de 600 kV DC de Itaipu/Ibiúna que não são parte da Rede Principal.
Como uma empresa de geração, também devemos pagar os encargos relacionados com a utilização do sistema de transmissão. Tendo
em conta todas as linhas de transmissão no Brasil (230 kV e acima), isso significa pagar 16% do total de tarifas para usar todo o
sistema de transmissão.
As perdas de eletricidade em nosso sistema de transmissão foram, em 2016, aproximadamente 2,02% de toda eletricidade transmitida
no sistema.
Expansão de Atividades de Transmissão
Em 2016, nós investimos R$ 2,5 bilhões em atividades de transmissão, dos quais R$ 1,52 bilhões foram investidos em nossas
instalações e R$ 1,0 bilhões foram investidos por meio de parcerias, representando 78% do orçamento total de investimento em
atividades de transmissão para 2016 no valor de R$ 3,2 bilhões.
54
Os principais projetos de transmissão atualmente em desenvolvimento são:
(i) Desenvolvimento de uma linha de transmissão contínua de 800 kV com 2,092 km de extensão com uma capacidade de
transmissão de 4.000 MW para integração da usina hidrelétrica de Belo Monte, em conjunto com a Rede Estadual da China.
O valor investido é R$ 4,5 bilhões e o projeto está previsto para ser finalizado em 2018.
(ii) Desenvolvimento de uma linha de transmissão de 500 kV de 847 km de extensão, para a integração da região Nordeste,
Centro-Oeste e Sudeste do Brasil. O valor investido é R$ 917,58 milhões e o projeto está previsto para ser finalizado no segundo
trimestre de 2017.
(iii) Desenvolvimento de uma linha de transmissão de 500 kV de 967 km de extensão, na região Sudeste do Brasil. O valor
investido é R$ 1,57 bilhões e o projeto está previsto para ser finalizado em 2018.
Transmissão de Energia Elétrica no Brasil
O transporte de grandes volumes de eletricidade por longas distâncias é feito por meio de uma grade de linhas de transmissão e
subestações com tensões elevadas (de 230 kV a 750 kV), conhecida como Rede Básica. Qualquer agente do mercado de energia
elétrica que produz ou consome energia está autorizado a utilizar a Rede Básica.
As linhas de transmissão no Brasil são geralmente muito longas, uma vez que a maioria das usinas hidrelétricas geralmente estão
localizadas longe dos grandes centros de consumo de energia. Hoje, o sistema do país está quase totalmente interligado. Apenas o
Estado de Roraima e parte dos estados do Pará, Amazonas, Amapá e Rondônia ainda não estão conectados ao Sistema Interligado
Nacional. Nesses estados, o abastecimento é feito por pequenas usinas térmicas ou hidrelétricas localizadas perto das suas respectivas
capitais.
O Sistema Interligado Nacional prevê a troca de energia entre as diferentes regiões quando uma região enfrenta problemas de geração
de energia hidrelétrica devido a uma queda nos seus níveis de reservatórios. Como as estações de chuva são diferentes no sul, sudeste,
norte e nordeste do Brasil, as linhas de transmissão de alta voltagem (500 kV ou 750 kV) tornam possível que os locais com produção
insuficiente de energia sejam abastecidos pelos centros geradores que estão em um local mais favorável.
A operação e administração da Rede Básica é de responsabilidade do ONS, o qual também é responsável pela gestão de energia sendo
despachada das usinas em condições otimizadas, envolvendo o uso dos reservatórios hidrelétricos do Sistema Interligado e as usinas
térmicas.
Em 31 de dezembro de 2016, nosso sistema de transmissão, composto por um conjunto de linhas de transmissão interconectadas a
subestações, era composto por aproximadamente 63.387 quilômetros de linhas de transmissão, incluindo a participação na SPE
correspondente a aproximadamente 47% das linhas totais no Brasil com voltagem superior ou equivalente a 230 KV.
Além de operar e manter esse sistema de acordo com os padrões de desempenho e qualidade exigidos pela ANEEL, temos participado
ativamente da expansão de linhas de transmissão por meio de concessões nos leilões realizados pela ANEEL, isoladamente ou por
meio de consórcios, bem como por meio de permissões de reforços do sistema atual.
O Brasil tem um total de sete interligações de médio e grande porte com outros países da América do Sul, cinco delas
operadas por nós, conforme descrito abaixo:
Com o Paraguai, por meio de quatro linhas de transmissão de 500 kV ligando Unidade de Itaipu à subestação de
Margem Direita (Paraguai) e de Foz do Iguaçu no Brasil. O setor de energia de 50 Hz de Itaipu é então
transportado para a subestação de Ibiúna, em São Paulo, através de um sistema de transmissão de corrente direta,
com capacidade de 6.300 MW;
Com o Uruguai, por meio da estação conversora de frequência de Rivera, no Uruguai, com capacidade de 70 MW,
e de uma linha de transmissão de 230 kV ligando-a à subestação de Livramento no Brasil;
Com a Argentina, através da estação conversora de frequência de Uruguaiana no Brasil, com uma capacidade de
50 MW, e de uma linha de transmissão de 132 kV ligando-o a Paso de los Libres, na Argentina;
Com a Venezuela, através de uma linha de transmissão de 230 kV, com uma capacidade de 200 MW, que liga a
cidade de Boa Vista, no Estado de Roraima, à cidade de Santa Elena, na Venezuela; e
com o Uruguai, através de uma linha de transmissão de 500 kV, em 50 Hz com capacidade de 500 MW,
conectando o conversor Melo (Uruguai) à Subestação Candiota (Brasil).
As empresas de geração, distribuição e venda de energia e os consumidores livres tiveram acordos de livre acesso que regem o uso das
linhas de transmissão em termos equivalentes aos dos agentes que ingressaram no mercado depois que o livre acesso tornou-se
obrigatório. Nesse ambiente de mercado livre, as tarifas de transmissão são determinadas com base no uso efetivo que cada parte que
acessa a Rede Básica faz dele.
55
Distribuição
Distribuição de Eletricidade
Nossas empresas de distribuição operam em sete estados brasileiros e são compostas por Amazonas D, CEAL, CEPISA, Eletroacre,
CERON, Boa Vista Energia e CELG-D.
Em 26 de setembro de 2014, nossos acionistas majoritários aprovaram a aquisição de uma participação de 50,9% na CELG-D. Desta
forma, o balanço patrimonial da CELG-D foi consolidado integralmente em nosso balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2014 e
os resultados operacionais e os fluxos de caixa da CELG-D consolidados na demonstração do resultado e fluxos de caixa a partir de
1º de outubro de 2014. Em 13 de maio de 2015, o governo brasileiro aprovou o Decreto no 8.449, que incluiu a CELG-D no Programa
Nacional de Desestatização (PND). Desta forma, nós e a Celgpar depositamos nossas ações na CELG-D, no Fundo Nacional de
Desestatização (FND). Nossa assembleia geral de acionistas, realizada em 28 de dezembro de 2015, aprovou a venda de ações da
CELG-D. O processo de privatização foi organizado pela BM&FBOVESPA e realizado no primeiro semestre de 2016. No entanto, o
Comitê de Licitação do Leilão de Privatização CELG-D, designado pela Portaria PRESI 093/2016 - BNDES de 29 de junho de 2016,
anunciou em agosto de 2016 que a oferta foi cancelada devido à falta de licitantes. Em 14 de setembro de 2016, o Programa de
Parceria de Investimento da Presidência da República (PPI) revisou as condições de privatização aprovadas pelo Conselho Nacional
de Privatização (CND) e pelo BNDES para lançar em 2016 uma nova licitação para privatizar a CELG-D. O Programa de Parcerias de
Investimento da Presidência da República aprovou a Resolução nº 7/2016, na qual se estabelecem as novas condições mínimas e o
novo preço de venda da CELG-D. O novo valor de mercado aprovado pelo PPI (Programa de Parcerias de Investimento) da CELG-D
foi de R$ 4,484 bilhões. Entretanto, considerando os débitos e outros passivos no valor de R$ 2,656 bilhões (dois bilhões, seiscentos e
cinquenta e seis milhões), a partir de junho de 2016, o valor líquido da CELG-D foi definido em R$ 1,792 bilhões. O leilão para
privatização da CELG-D ocorreu em novembro de 2016, e em 14 de fevereiro de 2017 assinamos o acordo para a venda da CELG-D
com o vencedor do leilão, Enel Brasil S.A. A CELG-D foi consolidada em nossas demonstrações financeiras até fevereiro de 2017.
Durante a Assembleia Geral Extraordinária realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas aprovaram a não renovação das
concessões CEPISA, CEAL, Eletroacre, CERON, Boa Vista Energia e Amazonas D. Com a Medida Provisória 735/2016,
posteriormente convertida em Lei nº 13.360, transferiremos o controle das empresas de distribuição até 31 de dezembro de 2017.
Em 26 de julho de 2016, o Ministério de Minas e Energia, por meio da Portaria Ministerial nº 388/2016, definiu os termos e condições
para a Prestação de Serviços Públicos por órgão ou entidade da administração pública federal, estabelecendo que a geração
operacional de fluxo de caixa para segurar os investimentos em quantidade suficiente para a substituição de ativos e pagamento de
juros sobre a dívida, além de manter a conformidade setorial. Além disso, durante o regime temporário, a compensação individual
relacionada a indicadores de qualidade pode ser revertida para investimentos na concessão, sem carga tarifária.
Em 3 de agosto de 2016, o Ministério de Minas e Energia designou as empresas Amazonas D, Eletroacre, CERON, com as Portarias
MME nº 420, 421 422, 423, 424 e 425, e CEPISA, CEAL e Boa Vista Energia como responsáveis pela prestação do serviço público
de distribuição de energia elétrica, com vistas a assegurar a continuidade do serviço até 31 de dezembro de 2017 ou até a posse do
novo concessionário, o que ocorrer primeiro.
Em 2016, a Empresa Energética de Roraima, empresa subsidiária pelo Estado de Roraima, não foi autorizada a renovar sua concessão
de distribuição de eletricidade. A MME nomeou a Boa Vista Energia como a empresa autorizada e responsável pela prestação de
serviços públicos de distribuição de energia elétrica no interior do estado de Roraima em 31 de dezembro de 2016. Esta autorização
permanecerá até que uma nova concessionária seja autorizada a operar a nova concessão ou até 31 de dezembro de 2017, o que
ocorrer primeiro.
Em 13 de setembro de 2016, o Conselho de Administração da ANEEL decidiu por unanimidade: (A) estabelecer a audiência pública
nº 063/2016, por meio de troca documental, de 15 de setembro a 15 de outubro de 2016, com vistas à obtenção de subsídios e
informações adicionais para a melhoria da regulamentação da Portaria MME nº 388/2016, que trata dos termos e condições para a
prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica por órgão ou entidade da Administração Pública Federal; e (b) que o
projeto de Resolução Normativa submetido à Audiência Pública venha a vigorar imediatamente e quaisquer ajustes decorrentes das
contribuições da Audiência Pública poderão ter efeitos retroativos no início do prazo.
Em 06 de outubro de 2016, a ANEEL emitiu os Ofícios n° 352, 353, 354, 355, 355, 356 e 357 - DR/ANEEL, dando as primeiras
diretrizes para a elaboração do Plano de Prestação Temporária de Serviços de Distribuição, definindo as metas para melhorar a
qualidade em termos de DEC (Duração Equivalente de Interrupção) e FEC (Frequência Equivalente de Interrupção), redução de
perdas de energia e redução de custos operacionais.
56
Em 29 de novembro de 2016, após análise das contribuições da Audiência Pública 063/2016, a ANEEL emitiu a Resolução Normativa
nº 748/2016, que estabelece os termos e condições para a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica pela empresa
de distribuição designada, nos termos do artigo 9º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e da Portaria nº 388, de
26 de julho de 2016-MME.
Empresas de Distribuição
As seguintes empresas em nosso grupo exploram atividade de distribuição conforme as concessões de distribuição concedidas pela ANEEL:
Amazonas D, distribuidora de eletricidade para a cidade de Manaus, Estado do Amazonas, conforme uma concessão que
termina em 7 de julho de 2015. Durante a Assembleia Geral Extraordinária realizada em 22 de julho de 2016, nossos
acionistas não renovaram a concessão. A empresa era responsável pela prestação do serviço público de distribuição de
energia elétrica, com vistas a assegurar a continuidade do serviço até 31 de dezembro de 2017 ou até a posse da nova
concessionária, o que ocorrer primeiro;
Boa Vista Energia, distribuidora de eletricidade à cidade de Boa Vista, no Estado de Roraima, conforme uma concessão
que termina em 7 de julho de 2015. Durante a Assembleia Geral Extraordinária realizada em 22 de julho de 2016, nossos
acionistas não renovaram a concessão. A empresa era responsável pela prestação do serviço público de distribuição de
energia elétrica, com vistas a assegurar a continuidade do serviço até 31 de dezembro de 2017 ou até a posse da nova
concessionária, o que ocorrer primeiro;
CEAL, distribuidora de eletricidade no Estado de Alagoas, conforme uma concessão que termina em 12 de julho de 2015.
Durante a Assembleia Geral Extraordinária realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram a concessão.
A empresa era responsável pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, com vistas a assegurar a
continuidade do serviço até 31 de dezembro de 2017 ou até a posse da nova concessionária, o que ocorrer primeiro;
CELG-D, que distribui eletricidade no Estado de Goiás, de acordo com uma concessão que termina em 7 de julho de
2015. A concessão foi renovada até 7 de julho de 2045; entretanto, vendemos nossa participação nesta empresa em
conformidade com um contrato de compra e venda datado de 14 de fevereiro de 2017 para a Enel;
CEPISA, distribuidora de eletricidade no Estado do Piauí, conforme uma concessão que termina em 12 de julho de 2015.
Durante a Assembleia Geral Extraordinária realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram a concessão.
A empresa era responsável pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, com vistas a assegurar a
continuidade do serviço até 31 de dezembro de 2017 ou até a posse da nova concessionária, o que ocorrer primeiro;
CERON, distribuidora de eletricidade no Estado de Rondônia, conforme uma concessão que termina em 12 de julho de 2015.
Durante a Assembleia Extraordinária de Acionistas realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram a
concessão. A empresa era responsável pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, com vistas a assegurar
a continuidade do serviço até 31 de dezembro de 2017 ou até a posse da nova concessionária, o que ocorrer primeiro; e
Eletroacre, que distribui eletricidade no Estado do Acre, de acordo com uma concessão que termina em 12 de julho de 2015.
Durante a Assembleia Geral Extraordinária realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram a concessão.
A empresa era responsável pela prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, com vistas a assegurar a
continuidade do serviço até 31 de dezembro de 2017 ou até a posse da nova concessionária, o que ocorrer primeiro.
A tabela a seguir indica os números operacionais relevantes de nossas empresas de distribuição em 31 de dezembro de 2016:
Empresa
Número de Consumidores
Número de Municípios
Linhas de Distribuição (km) Subestações
Amazonas D 945.179 62 47.932 24
CEAL 1.117.108 102 42.744 40
CEPISA 1.227.333 224 90.839 84
CERON 609.080 52 57.885 60
Eletroacre 254.200 22 20.071 15
Boa Vista Energia 112.180 1 3.663 3
CELG-D 2.825.172 237 215.635 329
A Amazonas D, a CEAL, a CEPISA, a CERON, a Boa Vista Energia e a Eletroacre operam em condições de mercado particularmente
desafiadoras - as regiões Norte e Nordeste do Brasil estão dentre as regiões mais pobres do país. Um de nossos principais desafios
contínuos em relação a essas Empresas é reduzir o valor de prejuízos comerciais (principalmente, roubo de eletricidade) e
inadimplementos do consumidor que essas Empresas enfrentam.
57
Estrutura Administrativa para nossas Atividades de Distribuição
Em maio de 2014, o modelo de governança mudou para acomodar um Presidente local para cada empresa de distribuição, com os
mesmos cinco diretores corporativos para todas as empresas de distribuição, com exceção da Amazonas D, que tinha uma diretoria
dedicada.
Em outubro de 2016, seguindo nossa opção de não renovar as concessões, quando a provisão temporária de serviços públicos de
distribuição de energia foi estabelecida, implementamos uma nova estrutura de gestão com diretores exclusivos em cada uma das
empresas.
Sistema de Transmissão e Distribuição
Nossa rede de transmissão e distribuição é composta por linhas de transmissão suplementares e subestações com faixas de voltagem
variadas. Os consumidores que atendemos por meio de nossa rede de destruição são classificados por nível de voltagem. Com relação
à nossa distribuição a empresas estaduais e industriais, nós distribuímos eletricidade em níveis de voltagem superiores (até 750 kV),
ao passo que, distribuímos a empresas residenciais e algumas empresas comerciais em níveis de voltagem inferiores (em 230 kV,
138 kV, 34,5 kV e 13,8 kV).
Desempenho do Sistema
A tabela a seguir descreve as informações relacionadas às nossas perdas de energia elétrica para nossas empresas de distribuição, e a
frequência e duração das interrupções de eletricidade por consumidor ao ano para os períodos indicados:
Exercício findo em 31 de dezembro de
2016 2015 2014
Perdas Técnicas 9,53 % 9,57 % 9,51 %
Perdas Comerciais 16,68 % 15,12 % 14,11 %
Perdas totais de eletricidade 26,21 % 24,69 % 23,62 %
Interrupções:
Frequência de interrupções por consumidor ao ano
(número de interrupções) 21,21 25,26 26,88
Duração de interrupções por consumidor ao ano
(em horas) 30,88 38,68 39,89
Tempo de resposta médio (em minutos) 321,98 384,43 321,98
Perdas de Energia Elétrica
Nós conhecemos dois tipos de perdas de energia elétrica: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas técnicas são aquelas que
ocorrem no curso normal de nossa distribuição de energia elétrica. As perdas comerciais são aquelas que resultam de conexões ilegais,
fraude ou erros de cobrança. As perdas de energia elétrica totais para nossas atividades de distribuição eram 26.21% da energia gerada
e comprada no ano que se encerrou em 31 de dezembro de 2016, em comparação aos 24,69% da energia gerada e adquirida no
exercício findo em 31 de dezembro de 2015 e 23,62% de energia gerada e adquirida no exercício findo em 31 de dezembro de 2014.
As perdas comerciais nessas companhias chegaram a 16,68% da eletricidade gerada e vendida ao longo do ano. Em relação ao ano de
2015, houve um aumento de 1,5%, devido à desaceleração da atividade econômica brasileira, que levou a uma redução da renda
familiar e a uma diminuição do consumo das indústrias.
58
Nossas empresas de distribuição receberam US$ 270,5 milhões em fundos por meio de um contrato de empréstimo assinado em
fevereiro de 2011 com o Banco Mundial, no âmbito de um projeto denominado Projeto Energia+. Este montante foi aplicado para
melhorar a qualidade dos nossos serviços e reduzir as perdas e, consequentemente, para reforçar as receitas operacionais dos
distribuidores. Como estas empresas de distribuição estão à venda, suspendemos o empréstimo e não solicitaremos desembolsos
adicionais. A tabela a seguir apresenta informações sobre as perdas totais em nosso segmento de distribuição registradas por cada
empresa de distribuição, conforme abaixo:
Exercício findo em 31 de dezembro de
2016 2015 2014
(percentagens)
Empresa:
Amazonas D 43,16 40,43 37,63
Boa Vista Energia 12,44 11,57 11,53
CEAL 26,71 25,23 24,81
CELG-D 12,84 11,93 12,94
CEPISA 30,66 30,48 29,30
CERON 29,76 26,74 23,24
Eletroacre 24,27 23,32 23,65
Emergências no Sistema Elétrica:
A tabela a seguir mostra o tempo de resposta total médio para restabelecer o fornecimento de energia aos consumidores em 2016 (em
minutos).
Exercício findo em 31 de
dezembro de
AST - Tempo de serviço médio (min.)
Empresa:
Eletroacre 428,87
CEAL 228,89
Amazonas D 324,28
CEPISA 403,90
CERON 302,37
Boa Vista Energia 121,15
CELG-D 219,69
Consumidores
A tabela a seguir descreve nossa distribuição total de eletricidade em termos de MWh e receitas brutas, por tipo de usuário, para os
períodos indicados:
Exercício findo em 31 de dezembro de
2016 2015 2014
(MWh)
Distribuição para:
Industrial 4.599.425 5.262.677 5.566.288
Residencial 11.525.285 11.527.085 10.971.668
Comercial 6.027.120 6.253.194 6.029.746
Rural 2.180.303 2.076.915 2.038.532
Iluminação Pública 1.480.825 1.436.622 1.331.245
Outro 2.968.575 2.960.647 2.886.727
Total 28.781.531 29.517.140 28.824.206
59
Tarifas
A tarifa de energia é o preço cobrado por unidade de energia (R$/kWh). O preço da energia elétrica baseia-se nos custos incorridos
desde a geração até que esteja disponível para os consumidores, bem como sua disponibilidade, que é de 24 horas por dia, sete dias
por semana.
O preço da energia deve, portanto, ser suficiente para cobrir os custos de operação e expansão de todos os elementos elétricos que
compõem o sistema, da usina geradora à filial de conexão de baixa tensão aos consumidores. Esses custos devem, basicamente, cobrir
os investimentos realizados na rede e sua operação diária, o que deve resultar em baixas taxas de falhas e tempos de serviço mais
curtos para eventuais reparos.
Como esperado, além desses custos, que estão diretamente relacionados aos componentes físicos do sistema, há encargos e impostos.
Em resumo, a tarifa de energia elétrica para os consumidores na área de concessão das distribuidoras é composta por:
Custos de compra de energia elétrica;
Custos relacionados com o uso do sistema de distribuição;
Custos relacionados com o uso do sistema de transmissão;
Perdas técnicas e não técnicas; e
Vários encargos e impostos.
Os custos de compra de energia são aqueles decorrentes da contratação de quantidades de energia por meio de leilões
regulamentados. A empresa distribuidora compra uma quantidade de energia que considera suficiente para atender seu mercado
cativo. Os custos de energia são alocados à chamada Tarifa Energética (ET) e repassados aos consumidores sem margens de lucro.
Os custos relacionados ao uso do sistema de distribuição estão incluídos na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (DSUT), tais
como despesas de capital e custos de operação e manutenção das redes de distribuição.
Os custos relacionados a perdas elétricas são divididos em dois: perdas técnicas e perdas não técnicas. Perdas técnicas são inerentes
a qualquer circuito elétrico. Qualquer fio condutor tem resistência elétrica, o que causará a transformação da passagem de corrente
elétrica em calor. Assim, todos os consumidores pagam as perdas técnicas de energia derivadas do seu próprio consumo. Perdas não
técnicas são devidas a roubo e problemas de medição. No Brasil, dependendo da área de concessão, as perdas não técnicas
representam grande parte do custo da eletricidade. Isto significa que os consumidores regulares pagam parte do consumo irregular dos
consumidores que fazem uso destas práticas ilegais.
Os impostos são divididos em: PIS/PASEP - PIS (Programas de Integração Social) e COFINS (Contribuição para Financiamento
da Seguridade Social) e ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadoria). O ICMS, que varia de estado para estado, pode representar
até 30% da fatura de eletricidade de um cliente.
Encargos do setor
Os encargos são aquelas contribuições que estão incluídas na tarifa de energia elétrica, mas não são impostos, são contribuições
estabelecidas por lei, cujos valores são estabelecidos por resoluções ou ordens da agência reguladora ANEEL - Agência Nacional de
Energia Elétrica. Cada encargo visa obter recursos e financiar necessidades específicas do segmento de eletricidade.
Encargo Propósito
CCC - Conta de Consumo de Combustíveis (abolida pela MP 579,
com os principais custos cobertos pela CDE)
Subsidiar a geração térmica nos Sistemas Isolados
(principalmente na região norte do Brasil).
60
RGR - Reserva Global de Reversão (abolida pela MP 579, com
os principais custos cobertos pela CDE)
Indenizar ativos relacionados à concessão e promover a expansão
do setor de energia elétrica.
TFSEE - Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica Fornecer fundos para a operação da ANEEL.
CDE - Conta de Desenvolvimento Energético Promover o desenvolvimento energético a partir de fontes
alternativas; prever a globalização do serviço energético; e
subsidiar a tarifa de consumidores residenciais de baixa renda;
financiar o Fundo RGR e a Conta CCC.
ESS - Encargos de Serviço do Sistema Subsidiar a manutenção da confiabilidade e estabilidade do
Sistema Elétrico Interconectado.
PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas Subsidiar fontes alternativas de energia, geralmente mais caras
que as fontes convencionais.
P&D - Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética Promover a investigação científica e tecnológica relacionada com
a eletricidade e a utilização sustentável dos recursos naturais.
ONS - Operador Nacional do Sistema Coordenação e controle do funcionamento das instalações de
geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Elétrico
Interligado e planejamento do funcionamento do sistema isolado.
CFURH - Compensação Financeira pelo Uso de Recursos
Hídricos
Fornecer compensação financeira pelo uso de água e terrenos
produtivos para fins de geração de energia elétrica.
Bandeiras tarifárias
Outro custo adicionado às tarifas de energia é a bandeira tarifária, na qual o custo sazonal da geração de energia, ou seja, a variação de
preços para geração de eletricidade de acordo com a época do ano, volume de chuvas, disponibilidade de água, entre outras variáveis,
é informada diretamente para o consumidor final.
Grupos, subgrupos, classes e subclasses:
Para o fornecimento e a correspondente tarifa, são estabelecidas algumas definições que permitem diferenciar os usuários da rede. Os
grupos são definidos de acordo com a tensão de serviço. Os subgrupos do grupo A são definidos de acordo com a tensão de serviço. O
grupo B é dividido em tipo de cliente e serviço.
Grupo A Serviço com tensão superior a 2,3 kV
61
Grupo B Serviço com tensão igual ou inferior a 2,3 kV
Os subgrupos do grupo A são definidos de acordo com a tensão de serviço.
Serviço com tensão igual ou superior a 230 kV
Serviço com tensão de 88 kV a 138 kV
Serviço com tensão de 69 kV
Serviço com tensão de 30 kV a 44 kV
Serviço com tensão inferior a 2,3 kV (sistema subterrâneo)
Os subgrupos do grupo B são definidos de acordo com o tipo de cliente/serviço.
Serviço doméstico
Serviço rural
Outros tipos de serviços
Serviço de Iluminação Pública
Procedimentos de Cobrança
O procedimento que utilizamos para cobrança e pagamento da energia elétrica fornecida aos nossos clientes é determinado por
categoria do consumidor. As leituras e cobrança dos medidores ocorre mensalmente para consumidores de baixa voltagem, com
exceção de consumidores rurais cujos medidores são lidos em intervalos de um a três meses, conforme autorizado pelo regulamento
aplicável. As faturas são elaboradas a partir das leituras dos medidores ou com base no uso estimado. Os consumidores de baixa
voltagem são faturados dentro de cinco dias úteis após a data da cobrança. Caso o pagamento não seja efetuado, uma notificação de
não pagamento acompanhada pela próxima fatura mensal é enviada ao consumidor e um período de 15 dias é concedido para
pagamento do valor devido a nós. Caso o pagamento não seja efetuado, uma notificação é enviada ao cliente dois dias úteis após a
data de vencimento, sendo concedido um prazo de 15 dias para efetuar o pagamento. Os consumidores de alta voltagem são faturados
mensalmente, sendo o pagamento obrigatório dentro de cinco dias úteis após a data da cobrança. Caso o pagamento não seja efetuado,
uma notificação é enviada ao cliente dois dias úteis após a data de vencimento, sendo concedido um prazo de 15 dias para efetuar o
pagamento. Caso o pagamento não seja efetuado dentro de três dias úteis após a notificação, o consumidor está sujeito à interrupção
do serviço.
Em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014, os consumidores inadimplentes representavam cerca de 9,62%, 10,39% e 11,29%,
respectivamente.
Compra de Energia Elétrica para Distribuição
Nós compramos 27,068,462 MWh de energia elétrica para distribuição em 2016, em comparação a 26.611.981 MWh em 2015 e
25.331.060 MWh em 2014. Nossas empresas distribuidoras compram energia elétrica de fornecedores por meio de contratos bilaterais
e por meio de contratos resultantes do processo de leilão de um conjunto de empresas de geração que oferecem lances que fixam o
preço máximo ao qual entregarão a eletricidade. Após todos os lances serem recebidos, o preço médio de todos os lances é calculado e
este é o preço que será pago pelos contratos do leilão. A contratação é feita com todas as empresas de geração que ganharam o leilão.
Atividades de Crédito e Financiamento
Empréstimos Concedidos
A lei brasileira permite que emprestemos somente às nossas controladas. Historicamente, a lei brasileira nos permitia atuar como
credora de nossas controladas e de concessionárias de energia pública sob nosso controle. Como algumas dessas controladas não
fazem mais parte de nosso grupo, a maioria de nossos empréstimos são a partes relacionadas. Antes da desestatização da indústria
elétrica brasileira iniciada em 1996, esta era uma parte particularmente disseminada de nossas operações pois a maioria das Empresas
no setor eram estatais, permitindo que realizássemos atividades de crédito com eles. Entretanto, em decorrência da desestatização, o
número de Empresas às quais podemos emprestar diminuiu e o empréstimo não é mais um aspecto relevante de nossos negócios.
Os valores totais que registramos em nosso balanço patrimonial: R$ 13,2 bilhões em 31 de dezembro de 2016, R$ 17,6 bilhões em
31 de dezembro de 2015 e R$ 14,7 bilhões em 31 de dezembro de 2014. Deste valor total, os empréstimos à Itaipu contabilizaram
R$ 10,8 bilhões em 31 de dezembro de 2016, R$ 14,8 bilhões em 31 de dezembro de 2015 e R$ 11,7 bilhões em 31 de dezembro de
2014.
62
Fontes de Fundos
Obtemos financiamento para nossas atividades de crédito a partir dos empréstimos das instituições financeiras e das ofertas nos
mercados internacionais de capital. Em 31 de dezembro de 2016, nossa dívida de longo prazo consolidada era de R$ 39.787 milhões,
comparada a R$ 42.174 em 31 de dezembro de 2015 e R$ 34.608 milhões em 31 de dezembro de 2014, com a maior parte da nossa
dívida em moeda estrangeira (aproximadamente 98% ao longo do período de três anos) denominada em dólares norte-
americanos. Outros detalhes de nossos empréstimos estão definidos em “ - Liquidez e Recursos de Capital - Fluxos de Caixa.”
Além disso, nós utilizamos empréstimos do Fundo RGR, o qual administramos, para conceder empréstimos às nossas controladas e
outras empresas de energia elétrica. Em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014, nós incorremos juros de 5,0% em relação aos
empréstimos do Fundo RGR e cobramos uma taxa administrativa média de até 2,0% sobre os fundos que emprestamos às controladas
e outras entidades.
Participação Acionária
Nós atuamos como participante minoritária em empresas de geração e transmissão do setor privado e joint ventures. Estamos também
autorizados a emitir garantias para essas empresas nas quais participamos como investidor de capital. Estamos constantemente
considerando investimentos em diversas empresas, focando, principalmente, naquelas em linha com nossa estratégia de consolidação
de nossos principais negócios de geração e transmissão (ver “Item 7.B, Operações com Partes Relacionadas”).
As participações atuais que temos são em empresas de geração e transmissão do setor privado e joint ventures. A participação é
determinada, principalmente, em critérios de mérito e rentabilidade com base em nossos controles gerenciais.
63
A tabela a seguir descreve uma estimativa da porcentagem total de nossa participação em empresas de transmissão e geração em 31 de
dezembro de 2016:
Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras
Belo Monte Transmissora de Energia
S.A.
Estação conversora CA/CC, ±800 kV,
3.850 MW, com subestação 500 kV
Estreito; e linha de transmissão com
±800 kV Xingu - Estreito.
Eletronorte (24,5%)
Furnas (24,5%)
Fronteira Oeste Transmissora de Energia
S.A.
Santo Ângelo/Maçambará
Pinhalzinho/Foz do Chapecó, circuito
simples, C1 e C2 seccionando Alegrete 1 - Santa Maria 1
Pinhalzinho/Foz do Chapecó, circuito
simples, C1 e C2 seccionando Alegrete 1 - Santa Maria 1
Eletrosul (51%)
Mata de Santa Genebra Transmissora
S.A.
Itatiba - Bateias;
Araraquara II - Itatiba;
Araraquara II - Fernão Dias
Furnas (49,9%)
Paraíso Transmissora de Energia S.A. Paraíso 2-Chapadão;
Campo Grande 2-Paraíso 2; Linha de
Transmissão Chapadão - Campo Grande 2
- C1 na Subestação Paraíso 2
Eletrosul (24,5%)
Paranaíba Transmissora de Energia S.A. Barreiras II - Rio das Éguas;
Rio das Éguas - Luziânia;
Luziânia - Pirapora II
Furnas (24,5%)
TDG Transmissora Delmiro Gouveia
S.A.
Linha de Transmissão São Luiz II/
São Luiz III
Chesf (49%)
Transenergia Goiás S.A. Serra da Mesa - Niquelândia;
Niquelândia - Barro Alto
Furnas (99%)
Transnorte Energia S.A. Eng. Lechuga (AM) - Equador (RR) e
Equador (RR) - Boa Vista (RR), circuito
duplo e Subestações Equador (RR) Boa
Vista (RR)
Eletronorte (49%)
Triângulo Mineiro Transmissora S.A. Marimbondo II - Assis Furnas (49%)
Vale do São Bartolomeu Transmissora de
Energia S.A.
Luziânia - Brasília Leste;
Samambaia - Brasília Sul;
Brasília Sul - Brasília Geral
Furnas (39%)
64
A tabela a seguir descreve uma estimativa da porcentagem total de nossa participação em subestações de transmissão em 31 de
dezembro de 2016:
Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras
Belo Monte Transmissora de Energia S.A. Estação conversora CA/CC,± 800 kV,
-4.000 MW, com subestação 500 kV
Xingu; Estação conversora CA/CC,
± 800 kV, 3.850 MW, com subestação
500 kV Estreito
Furnas (24,5%)
Eletronorte (24,5%)
Fronteira Oeste Transmissora de Energia
S.A. (3)
Pinhalzinho, com 230/138 kV (ATF1);
Pinhalzinho, com 230/138 kV (ATF 2 e
ATF3);
Extensão das subestações Maçarambá, Foz
do Chapecó e Santo Angelo; extensão da
subestação Santa Maria 3, 230/138 kV(4)
Eletrosul (51%)
Mata de Santa Genebra Transmissora S.A. Subestação Santa Bárbara D’Oeste 440 kV,
Compensação Estática (-300+300) Mvar
Subestação Itatiba 500 kV, Compensador
Estático;
(-300,+300) Mvar.
Subestação 500/440 kV Fernão Dias 1.200
MVA - 1º banco de capacitores
Subestação 500/440 kV Fernão Dias 2.400
MVA
2º e 3º banco de capacitores
Furnas (49,9%)
Paraíso Transmissora de Energia S.A. Subestação Campo Grande 2 com 1 reator
trifásico 230 kV de 20 Mvar.
Chapadão EL PAR2;
Subestação Paraíso 2, 2 transformadores
trifásicos 230/138 kV de 150 MVA (cada)
e 01 reator trifásico 230 kV de 20 Mvar.
Eletrosul (24,5%)
Triângulo Mineiro Transmissora S.A. Subestação Marimbondo II, 04 reatores
monofásicos 500 kV de 45,3 Mvar (cada) e
Subestação Assis, 7 reatores monofásicos
500 kV de 45,3 Mvar (cada).
Furnas (49%)
Vale do São Bartolomeu Transmissora de
Energia S.A.
Subestação Brasília Leste, 6
transformadores monofásicos 500/138 de
180 MVA (cada).
Furnas (39%)
Paranaíba Transmissora de Energia S.A. Linha de Transmissão 500 kV na
Subestação Barreiras II, Rio das Éguas,
Luziânia e Pirapora II.
Furnas (24,5%)
TDG Transmissora Delmiro Gouveia S.A. Subestação Aquiraz 2, 03 transformadores
trifásicos 230/69 kV, 150 MVA (cada) e
Subestação Pecém 2, 9
autotransformadores monofásicos
500/230kV, 400 MVA (cada)
Chesf (49%)
65
Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras
Transenergia Goiás S.A. Linha de Transmissão 230 kV na
Subestação Serra da Mesa, Niquelândia e
Barro Alto
Furnas (99%)
Transnorte Energia S.A. SE Boa Vista, 2 autotransformadores
trifásicos 500/230 kV de 400 MVA (cada)
e 1 compensador estático 230 kV -120/150
Mvar.
Eletronorte (49%)
66
A tabela a seguir descreve uma estimativa da porcentagem total de nossa participação em ativos de geração em 31 de dezembro de 2016:
Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras
Amapari Energia S.A. Serra do Navio Eletronorte (49%)
Baguari Geração de Energia S.A. Baguari Furnas (30,6%)
Banda de Couro Energética S.A. Windfarm Banda de Couro Chesf (1,8%)
Baraúnas I Energética S.A. Windfarm Baraúnas I Chesf (49%)
Baraúnas II Energética S.A. Windfarm Baraúnas II Chesf (1,6%)
Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. Windfarm Rei dos Ventos 1 Eletronorte (24,5%)
Furnas (24,5%)
Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A Windfarm Miassaba 3 Eletronorte (24,5%)
Furnas (24,5%)
Chuí IX S.A. Windfarm Chuí 09 Eletrosul (99,99%)
Cia. Hidrelétrica Teles Pires Teles Pires (8) Furnas (24,5%)
Eletrosul (24,5%)
EAPSA - Energia Águas Da Pedra S.A. Dardanelos Eletronorte (24,5%)
Chesf (24,5%)
Enerpeixe S.A. Peixe Angical Furnas (40%)
Eólica -Chuí Holding S.A. Windfarms Chuí I a V, e Minuano I e II Eletrosul (49%)
Eólica Livramento S.A. (9) Windfarms de Cerro Chato IV, V,
VI, Ibirapuitã e Trindade
Eletrosul (59%)
Eólica Serra das Vacas I S.A. (5) Serra das Vacas I Chesf (49%)
Eólica Serra das Vacas II S.A. (5) Serra das Vacas II Chesf (49%)
Eólica Serra das Vacas III S.A. (5) Serra das Vacas III Chesf (49%)
Eólica Serra das Vacas IV S.A. (5) Serra das Vacas IV Chesf (49%)
ESBR Participações S.A. Jirau (2) Chesf (20%)
Eletrosul (20%)
Foz de Chapecó Energia S.A. Foz de Chapecó Furnas (40%)
Hermenegildo I S.A. Windfarms Verace 24 a 27 Eletrosul (99,99%)
Hermenegildo II S.A. Windfarms Verace 28 a 31 Eletrosul (99,99%)
Hermenegildo III S.A. (10) Windfarms Verace 34 a 36 Eletrosul (99,99%)
Madeira Energia S.A. Santo Antônio (6) Furnas (39%)
Morro Branco I Energética S.A. Windfarm Morro Branco I Chesf (49%)
Mussambê Energética S.A. Windfarm Mussambê Chesf (49%)
Norte Energia S.A. Belo Monte Chesf (15%)
Eletrobras (15%)
Eletronorte (19,98%)
Pedra Branca S.A. Pedra Branca Chesf (49%)
Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. Windfarm Rei dos Ventos 3 Eletronorte (24,5%)
Furnas (24,5%)
67
Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras
Retiro Baixo Energética S.A. Retiro Baixo Furnas (49%)
Santa Vitória do Palmar S.A. Windfarms Geribatu I to X Eletrosul (49%)
São Pedro do Lago S.A. São Pedro do Lago Chesf (49%)
Serra do Facão Energia S.A. Serra do Facão Furnas (49,47%)
Sete Gameleiras S.A. Sete Gameleiras Chesf (49%)
Tijoá Participações e Investimentos S.A. Três Irmãos (7) Furnas (49,9%)
U.E.E. Caiçara I S.A. (4) Windfarm Caiçara I Chesf (49%)
U.E.E. Caiçara II S.A. (4) Windfarm Caiçara II Chesf (49%)
U.E.E. Junco I S.A. (4) Windfarm Junco I Chesf (49%)
U.E.E. Junco II S.A (4) Windfarm Junco II Chesf (49%)
V. de Santa Joana I Energia Renováveis S.A. Windfarm Santa Joana I Chesf (49%)
V. de Santa Joana III Energia Renováveis S.A. Windfarm Santa Joana III Chesf (49%)
V. de Santa Joana IV Energia Renováveis S.A. Windfarm Santa Joana IV Chesf (49%)
V. de Santa Joana V Energia Renováveis S.A. Windfarm Santa Joana V Chesf (49%)
V. de Santa Joana VII Energia Renováveis S.A. Windfarm Santa Joana VII Chesf (49%)
V. de Santo Augusto IV Energia Renováveis
S.A.
Windfarm Santo Augusto IV Chesf (49%)
V. de Santa Joana IX Energia Renováveis S.A.
(3)
Windfarm Santa Joana IX Chesf (49%)
V. de Santa Joana X Energia Renováveis S.A.
(3)
Windfarm Santa Joana X Chesf (49%)
V. de Santa Joana XI Energia Renováveis S.A.
(3)
Windfarm Santa Joana XI Chesf (49%)
V. de Santa Joana XII Energia Renováveis S.A.
(3)
Windfarm Santa Joana XII Chesf (49%)
V. de Santa Joana XIII Energia Renováveis S.A.
(3)
Windfarm Santa Joana XIII Chesf (49%)
V. de Santa Joana XV Energia Renováveis S.A.
(3)
Santa Joana XV Chesf (49%)
V. de Santa Joana XVI Energia Renováveis S.A.
(3)
Windfarm Santa Joana XVI Chesf (49%)
Programas do Governo Brasileiro
Além do programa Proinfa criado pelo Governo Brasileiro em 2002 para criar alguns incentivos para desenvolvimento de fontes de
energia alternativas (discutido mais amplamente em “Indústria Energética Brasileira - Proinfa”), nós também participamos de quatro
outros programas do Governo Brasileiro:
o Programa Reluz, programa introduzido para levar iluminação básica às principais áreas públicas de alguns municípios
do Brasil;
o Programa Procel, programa destinado a promover a conservação e eficiência de energia;
Luz Para Todos, programa destinado a levar energia elétrica para um adicional de 12 milhões de pessoas no Brasil; e
68
Programa de Desenvolvimento Tecnológico e Industrial, programa para coordenar atividades de pesquisa e
desenvolvimento no setor de energia elétrica do Brasil e promover o desenvolvimento e fabricação de equipamentos
exigidos para assegurar o desenvolvimento do setor.
Os fundos utilizados por nós em relação a esses programas são oriundos do próprio Governo Brasileiro, na forma de fundos alocados
ao setor, assim, não utilizamos nossos próprios fundos para esses programas.
Nós também participamos de outras iniciativas utilizando nossos próprios fundos, sendo um deles o Projeto Ribeirinhas. Por meio
desta iniciativa, pretendemos avaliar a aplicabilidade e sustentabilidade de tecnologias com base em recursos renováveis de energia
em algumas pequenas comunidades que vivem na região amazônica.
Pesquisa e Desenvolvimento
Ver “Item 5.C, Pesquisa e Desenvolvimento, Patentes e Licenças.”
Atividades Internacionais
Em 2016, reorientamos nossa estratégia internacional, buscando atuar principalmente em projetos de integração regional e geração de
energia renovável na América Latina. Assim, estamos desenvolvendo estudos para as oportunidades hidroelétricas na fronteira com a
Bolívia e Argentina, além de estudos sobre a integração de sistemas de transmissão interregional envolvendo Brasil, Guiana, Guiana
Francesa e Suriname.
Uruguai
A parceria entre nós e a empresa estatal uruguaia Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Elétricas (UTE) levou ao
desenvolvimento do parque eólico Artilleros (65 MW). Este projeto recebeu sua qualificação permanente como parte da rede de
energia elétrica do Uruguai em 2016.
Projeto Arco Norte
Avançamos os estudos de viabilidade relacionados ao Projeto Arco do Norte. Este projeto é um sistema de transmissão de
aproximadamente 1.900 km de extensão que permitirá a transferência de energia através de empreendimentos de nova geração entre o
Brasil, Guiana, Suriname e Guiana Francesa. Os estudos de pré-viabilidade foram patrocinados e coordenados pelo Banco
Interamericano de Desenvolvimento, que faz parte do Banco Mundial, e foram concluídos em novembro de 2016.
Questões Ambientais
Geral
As questões ambientais podem afetar significativamente nossas operações. Por exemplo, grandes usinas hidrelétricas podem causar o
alagamento de grandes áreas de terra e a realocação de um grande número de pessoas. A Constituição Brasileira confere poder ao
Governo Brasileiro e aos governos estaduais e locais para promulgar leis destinadas a proteger o meio ambiente e para emitir
regulamentos conforme essas leis. Enquanto o Governo Brasileiro está investido de poderes para promulgar regulamentos ambientais
gerais, os governos estaduais e locais estão investidores de poderes para promulgar regulamentos ambientais mais severos. Assim,
a maioria dos regulamentos ambientais no Brasil são estaduais e locais, ao invés de federais.
O descumprimento das leis e regulamentos ambientais pode resultar em responsabilidade penal, independentemente da
responsabilidade estrita de realizar reparação ambiental e indenizar terceiros por danos ambientais. Estes descumprimentos podem
também nos submeter a penalidades administrativas, tais como multas, suspensão de subsídios de agências públicas ou liminares que
nos obriguem a interromper, temporária ou permanentemente, as atividades proibidas.
Para construir uma usina hidrelétrica, as empresas brasileiras de energia elétrica devem cumprir uma série de salvaguardas
ambientais. Para projetos para os quais o impacto ambiental seja considerado significativo, tais como projetos de geração com uma
potência superior a 10 MW, bem como linhas de transmissão acima de 230 kV, em conjunto com alguns outros projetos
ambientalmente vulneráveis, em primeiro lugar, um Estudo de Impacto Ambiental (EIA) deverá ser elaborado por peritos externos que
fazem recomendações sobre a forma de minimizar ou compensar impacto da usina sobre o meio ambiente. O estudo, juntamente com
um relatório de impacto ambiental (RIMA) do projeto elaborado pela empresa, é então submetido às autoridades governamentais
federais, estaduais ou locais, dependendo do impacto previsto, para análise e aprovação. O estudo e relatório são utilizados para o
licenciamento ambiental do projeto, que é geralmente realizado por meio de um processo de licenciamento de três estágios, que
compreende: (i) uma licença para atestar a viabilidade do projeto (Licença Prévia ou LP), (ii) uma licença para iniciar o projeto
(Licença de Instalação ou LI), e (iii) uma licença para operar o projeto (Licença de Operação ou LO).
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Além disso, a empresa é obrigada por lei a destinar um percentual do custo total de qualquer investimento em novos projetos com um
impacto ambiental significativo à preservação ambiental. Nos termos da lei federal e da recente decisão do Supremo Tribunal Federal,
esse percentual deve variar de zero a 0,5%. No entanto, no Estado do Rio de Janeiro, o Estado determinou que o percentual de
compensação deve variar de 0,5% a 1,1%. Como a lei federal e estadual pode prever diferentes percentuais, este montante pode ser
questionado judicialmente ou alterado pela autoridade competente pela promulgação de outra lei. Desde o início dos anos 1980,
o setor elétrico brasileiro tem se esforçado para melhorar seu tratamento dos aspectos sociais e ambientais de planejamento,
implementação e operação do projeto de energia. Em geral, nossas controladas de geração estão em conformidade com os
regulamentos ambientais aplicáveis no Brasil e as políticas ambientais e as diretrizes do setor elétrico. As nossas instalações de
geração e transmissão se beneficiam de algumas isenções a exigências de licenciamento pois suas operações iniciaram antes da
legislação ambiental aplicável. No entanto, algumas autoridades ambientais lavraram autos de infração alegando a ausência de
licenças ambientais. Ver “Item 8.A, Demonstrações Financeiras Consolidadas e Outras Informações - Litígio - Processos Ambientais”.
Em 31 de dezembro de 2016, nossa subsidiária Eletronuclear operou duas usinas nucleares no Estado do Rio de Janeiro, Angra I e
Angra II e uma terceira usina nuclear, Angra III, está em construção. Como a Eletronuclear iniciou suas atividades antes da
promulgação de uma legislação ambiental, Angra I foi licenciada pela CNEN ao abrigo dos regulamentos nucleares e ambientais em
vigor à época. Atualmente, a legislação brasileira exige a emissão de: (i) uma autorização para empresas nucleares pela CNEN;
e (ii) uma licença ambiental emitida pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis (IBAMA).
Em relação às licenças ambientais, um grupo de estudo formado pelo Ministério Público Federal, a CNEN, o IBAMA, a Fundação
Estadual de Engenharia do Meio Ambiente (ou FEEMA, que foi uma das autoridades ambientais no Estado do Rio de Janeiro,
atualmente unificada em uma única entidade, o Instituto Estadual do ambiente ou INEA), a Eletronuclear e a Eletrobras elaborou um
Termo de Ajustamento de Conduta (TAC), segundo o qual as diretrizes para o processo de atualização de licenças ambientais devem
ser estabelecidas. Angra II obteve todas as licenças ambientais necessárias para as suas operações, mas o Ministério Público Federal
contestou a sua renovação, a qual foi condicionada ao cumprimento do TAC e segundo a qual a Eletronuclear deveria implementar um
programa para aperfeiçoar os planos de emergência, programas de monitoramento ambiental e sistemas de tratamento de
efluentes. Até que estas obrigações sejam cumpridas, o IBAMA e a CNEN devem se abster de emitir licenças ou autorizações
definitivas para a operação de Angra II. Uma avaliação que compreende as realizações do TAC foi emitida pelo IBAMA ao Ministério
Público em junho de 2006. Após a avaliação do estado de cumprimento destas condições, o IBAMA emitiu um relatório concluindo
que todas as condições técnicas compiladas no TAC foram cumpridas. Em março de 2014, o IBAMA emitiu uma LO Unificada para
as usinas nucleares em operação no local da CNAAA - Angra I, Angra II e do Centro de Gestão de Resíduos Radioativos (incluindo
instalações de armazenamento iniciais), que é válida até março de 2024. A Eletronuclear também possui uma LI relacionada à
construção de Angra III, em vigor até março de 2020, e outras licenças ambientais aplicáveis para outros edifícios e instalações dentro
do local das usinas nucleares.
Para o licenciamento ambiental de Angra III, a Eletronuclear deve atender às condições estabelecidas na Licença Prévia nº 279/2008 e
Licença de Instalação nº 591/2009 concedidas pelo IBAMA. A Eletronuclear celebrou TCs (Termos de Compromisso) com os
Municípios de Angra dos Reis em outubro de 2009, e de Paraty e Rio Claro em fevereiro de 2010. A Eletronuclear tem que
implementar projetos de política pública nas áreas Ambiental, de Defesa Civil, Assistência Social, Educação, Serviços de Construção
e Públicos, Atividades Econômicas, Saúde, Saneamento e Cultural desses Municípios até o início das operações em Angra III. Caso a
Eletronuclear não cumpra os TCs, ela poderá não obter a licença de operação da planta de Angra III.
Com relação à licença da CNEN, ambas as usinas nucleares atualmente possuem sua própria Autorização para Operação Permanente
(AOP). A AOP de Angra I terminará em agosto de 2024, e a AOP de Angra II terminará em junho de 2041.
A Eletronuclear é estritamente responsável por acidentes nucleares na qualidade de operadora de usinas nucleares no Brasil. Ver
“Item 3.D, Fatores de Risco - Riscos Relacionados à nossa Empresa - Em caso de acidente nuclear envolvendo nossa subsidiária
Eletronuclear, podemos ser responsabilizados por danos, estar sujeitos a outros regulamentos e enfrentar dificuldades em obter
financiamento.”
Conservação de Energia
Nos últimos 20 anos, o Governo Brasileiro implementou uma série de ações voltadas para a conservação de energia no setor de
energia elétrica. O Governo Brasileiro normalmente financia estas ações e nós as administramos. O projeto mais importante nesta área
é o Procel.
70
O Programa de Conservação de Energia Elétrica (Procel) foi criado em 1985 para melhorar a eficiência energética e racionalização
do uso dos recursos naturais em todo o Brasil. O MME coordena o programa e nós somos responsáveis por sua execução. O principal
objetivo do Procel é incentivar a cooperação entre os vários setores da Empresa brasileira para melhorar a conservação de energia,
tanto nos aspectos de produção e do consumidor.
Fontes Alternativas de Energia Elétrica
Em 2002, o Governo Brasileiro criou o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), com o objetivo
de diversificar a matriz energética brasileira por meio da procura de soluções regionais com o uso de fontes renováveis de energia.
Indústria Energética Brasileira
Disposições Gerais
De acordo com o Regulamento no 555, de 28 de dezembro de 2015, o MME aprovou o Plano Decenal de Expansão de Energia
Elétrica ou PDE 2024, que fornece diretrizes ao Governo Brasileiro e a todos os agentes do setor de energia no Brasil a fim de
assegurar a existência de um abastecimento sustentável de energia no Brasil, incluindo a eletricidade, considerando as necessidades
ambientais, a economia brasileira e as capacidades técnicas do negócio.
Os estudos realizados no PDE incluem um plano para os próximos dez anos e estão sujeitos a revisões anuais que levam em conta,
entre outros aspectos, as mudanças na previsão para o crescimento do consumo de eletricidade e as reavaliações da viabilidade
econômica e operacional dos projetos de geração, bem como as estimativas sobre a expansão das linhas de transmissão.
De acordo com a ANEEL, em dezembro de 2016, ao considerar as unidades geradoras do SIN, os geradores de energia instalados nos
sistemas isolados e nos geradores detidos por pessoas físicas, o Brasil tinha uma capacidade instalada total de 150,3 GW.
Atualmente, o SIN é dividido em quatro subsistemas elétricos: Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte.
Além do SIN, há também os sistemas isolados, ou seja, os sistemas que não fazem parte do SIN, estão geralmente localizados nas
regiões norte e nordeste do Brasil, têm como única fonte de energia a eletricidade gerada pelas usinas Termoelétricas movidas a óleo e
carvão, que são extremamente poluentes e têm um custo de geração de três a quatro vezes maior do que, por exemplo, uma usina de
energia hidroelétrica. A Conta CCC foi instituída pelo artigo 13, III, da Lei nº 5.899, de 5 de julho de 1973, conforme alterada, com a
finalidade de gerar reservas financeiras devidas a empresas de distribuição e a algumas empresas de geração (todas os quais devem
fazer contribuições anuais à Conta CCC), para cobrir uma parte dos custos da operação de usinas termelétricas em caso de condições
hidrológicas adversas, e também, como definido na Lei nº 12.111/2009, de subsidiar a energia gerada pelos “sistemas isolados”, a fim
de permitir que os consumidores dos sistemas isolados incorram taxas de eletricidade equivalentes às taxas custeadas pelos
consumidores atendidos pela geração hidráulica (a Lei nº 12.783 pôs fim à repartição do benefício da redução dos custos relativos ao
consumo de combustível dentro de geração de energia elétrica e os fundos da Conta CDE se tornaram os fundos principais para a
Conta CCC). Atualmente, existe uma discrepância significativa entre as taxas pagas pelos consumidores das regiões Norte e Nordeste,
quando comparado ao que é cobrado dos consumidores das regiões Sul/Sudeste. Portanto, a interligação dos sistemas isolados ao SIN
permitiria aos consumidores dessas regiões o acesso a fontes de energia hidrelétrica, o que resulta em custos de produção reduzidos e
uma convergência de preços nessas regiões para outras regiões do país.
Por conseguinte, o PDE pretende, ainda, integrar os sistemas isolados ao SIN. Essa integração seria realizada pela construção das
linhas de transmissão de Jauru/Vilhena (230 kV), Tucuruí/Manaus (Cariri) (500 kV), Jurapari/Macapá (230 kV), Manaus/Boa Vista
(500 kV) e Rio Branco/Feijó/Cruzeiro do Sul (230 kV) no prazo mais curto possível, uma vez que a análise preliminar para a
implementação do projeto de integração já foi concluída.
Além da integração dos Sistemas Isolados, o PDE também prevê a expansão da geração de energia elétrica por meio da melhoria da
capacidade de geração, definida pelo PDE como a execução de um conjunto de obras destinadas a melhorar a capacidade e eficiência,
ao passo que moderniza as usinas de energia já existentes, o que não representaria muito em termos de energia assegurada, mas
contribuiria para atender ao aumento no alto nível esperado de demanda de energia elétrica.
De acordo com a ANEEL, a capacidade total de geração de eletricidade instalada no Brasil em 2016 foi de 150,3 GW com 4.710
empreendimentos operacionais. Atualmente, existem 220 empreendimentos em construção e outro 630 com licenças concedidas. Uma
capacidade adicional de geração de 25 GW é esperada nos próximos anos.
De acordo com o Plano EPE 10, a capacidade total de geração instalada do Brasil deverá aumentar para 206,4 GW até 2024, dos quais
117 GW está previsto para ser de fonte hidrelétrica e 79 GW de fonte termoelétrica e de outras fontes.
71
De forma direta e através de nossas controladas, estamos envolvidos na geração, transmissão e distribuição de eletricidade no Brasil.
Em 31 de dezembro de 2016, contribuímos, incluindo nossas controladas, SPEs e 50% da Itaipu Binacional para aproximadamente
31% da capacidade de geração de energia instalada no Brasil e somos responsáveis por aproximadamente 47% da capacidade instalada
de transmissão acima de 230 kV. Além disso, alguns estados brasileiros controlam entidades envolvidas na geração, transmissão e
distribuição de energia elétrica. O restante do mercado é detido por várias empresas, incluindo a Cemig, Copel, Engie, CPFL e Duke.
Algumas destas empresas celebraram acordos de joint venture no passado. Em termos de receita líquida, acreditamos que somos a
maior empresa de geração e transmissão no Brasil. Nós geralmente concorremos com empresas de geração e transmissão por meio de
um processo de licitação competitivo.
Contexto Histórico
A Constituição Brasileira prevê que o desenvolvimento, uso e venda de energia podem ser realizados diretamente pelo Governo
Brasileiro ou indiretamente por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações. Historicamente, o setor elétrico brasileiro
tem sido dominado por concessionárias de geração, transmissão e distribuição controladas pelo Governo Brasileiro. Isso mudou
durante o governo de Fernando Henrique Cardoso (1995-2002), durante o qual muitas empresas estatais foram privatizadas numa
tentativa de aumentar a eficiência e a concorrência. Nos últimos anos, o Governo Brasileiro tem tomado uma série de medidas para
remodelar a indústria de energia. Em geral, estas medidas visaram aumentar o papel do investimento privado e eliminar restrições ao
investimento estrangeiro, aumentando, assim, a concorrência global na indústria de energia.
Em particular, o Governo Brasileiro tomou as seguintes medidas:
A Constituição Brasileira foi alterada em 1995 pela Emenda Constitucional no 6 para permitir que empresas estrangeiras
invistam em empresas brasileiras que detém concessões de geração de energia. Antes desta emenda, todas as concessões
de geração eram detidas por pessoas físicas brasileiras ou entidades controladas por pessoas físicas brasileiras ou pelo
Governo Brasileiro;
O Governo Brasileiro promulgou a Lei nº 8.987 de 13 de fevereiro de 1995, alterada pela Lei nº 11.196, de 21 de
novembro de 2005 e Lei nº 11.445 de 05 de janeiro de 2007 (ou Lei de Concessões) e da Lei nº 9.074 de 7 de julho de
1995, conforme alterada (ou a Lei de Concessões de Energia), que, em conjunto: (i) exigem que todas as concessões para
a prestação de serviços relacionados à energia sejam efetuadas através de processos de licitação pública; (ii) gradualmente
permitiram que alguns consumidores de energia elétrica com demanda significativa, designados “consumidores livres”,
comprassem energia diretamente de fornecedores detentores de concessão, permissão ou autorização; (iii) previam a
criação de empresas de geração (ou Produtores Independentes de Energia) que, por meio de concessão, permissão ou
autorização, possam gerar e vender, por sua própria conta e risco próprio, a totalidade ou parte da sua eletricidade a
consumidores livres, concessionárias de distribuição e agentes comercializadores, dentre outros; (iv) concederam aos
consumidores livres e fornecedores de eletricidade acesso a todos os sistemas de distribuição e transmissão; e (v)
eliminaram a necessidade de uma concessão para construir e operar projetos de energia com capacidade de 1 MW a
30 MW, incluindo PCHs, embora seja necessária autorização ou permissão da ANEEL ou do MME, conforme seja o caso;
A partir de 1995, uma parte das participações majoritárias detidas por nós e vários estados em algumas empresas de
geração e distribuição foram vendidas a investidores privados. Ao mesmo tempo, alguns governos estaduais também
venderam suas ações em grandes empresas de distribuição;
Em 1998, o Governo Brasileiro promulgou a Lei nº 9.648 (ou a Lei do Setor Elétrico) para reformar a estrutura básica da
indústria de eletricidade. A Lei do Setor Elétrico estabeleceu o seguinte:
A constituição de um órgão autárquico responsável por coordenar a compra e venda de energia
elétrica disponível no Sistema Interligado ou o Mercado Atacadista de Energia Elétrica -
MAE, entidade que substituiu o sistema anterior de preços de geração regulados e contratos de
fornecimento. O Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE foi posteriormente substituído
pela CCEE;
A exigência de que as empresas de distribuição e geração celebrem contratos de iniciais de
fornecimento de energia (ou os Contratos Iniciais de Fornecimento) compromissos gerais de
“compra e venda”, nos preços e volumes aprovados pela ANEEL. O principal objetivo dos
Contratos Iniciais de Fornecimento era assegurar às empresas de distribuição o acesso ao
fornecimento estável de energia por preços que garantiam uma taxa fixa de retorno para as
empresas de geração de eletricidade durante o período de transição que levou à criação de um
mercado de energia livre e competitivo;
A constituição do Operador Nacional do Sistema Elétrico, ou ONS, organização sem fins
lucrativos de capital fechado responsável pela gestão operacional das atividades de geração e
transmissão do Sistema Interligado Nacional; e
O estabelecimento de processos de licitação pública para concessões para a construção e
operação de usinas de energia e instalações de transmissão.
72
Em 2001, o Brasil enfrentou uma grave crise energética que perdurou até o final de fevereiro de 2002. Em decorrência
disto, o Governo Brasileiro implementou medidas que incluíram:
Um programa de racionamento do consumo de eletricidade nas regiões mais afetadas
adversamente, ou seja, as regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil; e
A criação da CGE, que aprovou uma série de medidas de emergência que previam metas de
consumo de eletricidade reduzidas para os consumidores residenciais, comerciais e industriais
nas regiões afetadas pela introdução de regimes tarifários especiais que incentivavam a
redução do consumo de eletricidade.
Em março de 2002, a CGE suspendeu as medidas de emergência e de racionamento de energia, em decorrência de grandes
aumentos no fornecimento (devido a um aumento significativo dos níveis dos reservatórios) e uma redução moderada da
demanda e, por conseguinte, o Governo Brasileiro promulgou novas medidas em abril de 2002, que, entre outras coisas,
estabelecia um reajuste tarifário extraordinário para compensar as perdas financeiras sofridas pelos fornecedores de
eletricidade em decorrência do racionamento obrigatório de energia elétrica.
Em 15 de março de 2004, o Governo Brasileiro promulgou a Lei nº 10.848 e em 30 de julho de 2004, o Decreto nº 5.163,
ou Lei de Energia Elétrica, numa tentativa de reestruturar o setor elétrico com o objetivo de proporcionar aos
consumidores provimentos seguros de eletricidade combinados com tarifas baixas, lei esta que foi regulamentada por uma
série de decretos promulgados pelo Governo Brasileiro em julho e agosto de 2004, e ainda está sujeita a outros
regulamentos a serem expedidos no futuro. Ver “- Desafios à Constitucionalidade da Lei de Energia Elétrica.”
No final de 2012, o Governo Brasileiro promulgou duas Medidas Provisórias (MP) que mudaram consideravelmente o
panorama do setor de energia elétrica brasileiro, a saber a MP 577, datada de 29 de agosto de 2012 e a MP 579, datada de
11 de setembro de 2012. Ambas foram aprovadas e convertidas na Lei nº 12.767, datada de 27 de dezembro de 2012 e
Lei nº 12.783, datada de 11 de janeiro de 2013, respectivamente. Em geral, as MPs estabeleciam o regulamento em
relação à intervenção do poder concedente nas concessões, bem como a renovação das concessões de geração, distribuição
e transmissão de energia elétrica, respectivamente.
Em 2016, duas Medidas Provisórias (MP) foram promulgadas pelo Governo Brasileiro, a saber a MP 706, datada de
28 de dezembro de 2015 e MP 735, datada de 22 de junho de 2016. Ambas foram aprovadas, mas somente a MP 706 foi
convertida na Lei nº 13.299, datada de 21 de junho de 2016. Especialmente para o setor de distribuição, esses atos são de
grande relevância, uma vez que esses dão tratamento especial para as concessões de distribuição localizadas em regiões
ainda não integradas ao Sistema Interligado Nacional - SIN. Essas medidas destinadas a criar uma nova estrutura
regulamentar capaz de proporcionar condições financeiras mais sustentáveis para essas concessões cumprem as suas
obrigações pendentes com os seus fornecedores de combustível e, portanto, criam um ambiente mais favorável para os
possíveis investidores do Programa Nacional de Privatização - PND. No entanto, na medida em que esses atos
estabelecem algum tipo de tratamento especial a uma parte das companhias de distribuição, e ainda autorizam o uso de
recursos do CDE para cobrir as dívidas de combustível das concessionárias, não podemos garantir que esses não terão a
sua legalidade/constitucionalidade contestada por outros agentes da indústria que poderão ser prejudicados, incluindo os
consumidores e outros concessionárias que não se beneficiarão das medidas legais.
Concessões
As empresas ou consórcios que desejam construir ou operar instalações de geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica no
Brasil devem requerer ao MME ou à ANEEL, como representantes do Governo Brasileiro, para uma concessão, permissão ou
autorização, conforme o caso. As concessões conferem direitos de gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica na área de concessão
relevante por um período determinado, embora uma concessão possa ser revogada a qualquer momento, a critério do MME, após
consulta com a ANEEL. Este período é geralmente de 35 anos para novas concessões de geração e 30 anos para novas concessões de
transmissão ou distribuição.
A Lei de Concessões estabelece, entre outras coisas, as condições que a concessionária deve observar na prestação de serviços de
energia elétrica, os direitos dos consumidores e as obrigações da concessionária e do poder concedente. Além disso, a concessionária
deve cumprir os regulamentos que regem o setor elétrico. As principais disposições da Lei de Concessões são:
Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado igualmente no que diz respeito à regularidade,
continuidade, eficiência, segurança e acessibilidade.
Uso de terreno. A concessionária poderá utilizar terrenos públicos ou solicitar à autoridade concedente a desapropriação
dos bens privados necessários em benefício da concessionária. Nesse caso, a concessionária deve compensar os
proprietários privados afetados.
Responsabilidade estrita. A concessionária é estritamente responsável por todos os danos decorrentes da prestação dos
seus serviços.
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Mudanças no controle societário. O poder concedente deve aprovar qualquer mudança direta ou indireta no controle
societário da concessionária.
Intervenção pelo poder concedente. O poder concedente poderá intervir na concessão, por meio de um processo
administrativo, para garantir o desempenho adequado dos serviços, bem como o cumprimento integral das disposições
contratuais e regulamentares aplicáveis. O procedimento de intervenção foi regulamentado pela MP nº 577/2012,
devidamente convertida na Lei nº 12.767/2012.
Término da concessão. O término do contrato de concessão pode ser antecipado por meio de expropriação e/ou
caducidade. Expropriação constitui o término antecipado de uma concessão por razões relacionadas ao interesse público
que devem ser expressamente declaradas por lei. Caducidade deve ser declarada pelo poder concedente depois de uma
decisão administrativa final de que a concessionária, entre outras coisas: (i) deixou de prestar serviço adequado ou
cumprir a lei ou regulamentação aplicável; (ii) não tem mais a capacidade técnica, financeira ou econômica de prestar
serviço adequado; ou (iii) não cumpriu as penalidades aplicadas pelo poder concedente. A concessionária pode contestar
qualquer expropriação ou caducidade nos tribunais. A concessionária tem direito a indenização por seus investimentos em
bens reversíveis que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer valores por
multas e danos devidos pela concessionária.
Vencimento. Quando do término da concessão, todos os bens, direitos e privilégios significativamente relacionados à
prestação dos serviços de energia elétrica retornam ao Governo Brasileiro. Após o vencimento, a concessionária tem
direito a indenização por seus investimentos em ativos que não foram integralmente amortizados ou depreciados no
momento do vencimento.
Multas
A Lei 9.427 de 26 de dezembro de 1996, conforme emenda, promulgada pelo Governo Brasileiro e complementada pelo regulamento
da ANEEL, rege a imposição de sanções contra os agentes do setor de eletricidade e classifica as multas apropriadas, com base na
natureza e na importância da violação (incluindo avisos, multas, suspensão temporária do direito de participação nos processos de
licitação para novas concessões, licenças ou autorizações e prescrição). Para cada violação, as multas podem ser de até 2,0% da receita
da concessionária durante o período de 12 meses que anteceder qualquer aviso de tributação ou, para os produtores independentes, o
valor estimado da energia produzida no mesmo período. Algumas infrações que podem resultar em multas se relacionam à falha do
agente em solicitar a aprovação da ANEEL, incluindo o seguinte (de acordo com a Resolução da ANEEL No 63/2004, conforme
alterada de tempos em tempos):
a celebração de determinadas transações com partes relacionadas;
a venda ou cessão dos ativos relacionados aos serviços prestados, bem como à imposição de qualquer gravame (incluindo
qualquer garantia, título de dívida, penhor e hipoteca) a eles ou a quaisquer outros ativos relacionados à concessão ou às
receitas dos serviços de eletricidade;
as mudanças na participação majoritária direta ou indireta do detentor da autorização ou concessão; e
a não conformidade com o cronograma com relação ao início da operação comercial da usina, conforme previamente
aprovado pela ANEEL por meio do contrato relevante.
Com relação aos contratos firmados entre as partes relacionadas que forem submetidos à aprovação da ANEEL, a ANEEL pode
buscar impor restrições de acordo com os termos e condições desses contratos e, em extremas circunstâncias, determinar que o
contrato pode ser rescindido previamente.
Além disso, a ANEEL possui o papel institucional de controlar as transações da indústria de energia, exigindo que essas transações
(mudança de controle dos agentes do setor de energia elétrica) sejam submetidas para sua aprovação prévia antes da sua
implementação.
Renovação das Concessões - Lei nº 12.783
Em 2012, o Governo Brasileiro promulgou a MP No 579/2012, a qual foi convertida na Lei No 12.783. Entre outras disposições, a
finalidade principal desse parecer normativo é regulamentar as condições de renovação para a geração de energia elétrica, distribuição
e concessões de transmissão.
A Lei No 12.783 (i) estabelece as condições para a renovação da geração de energia elétrica, concessões distribuição e transmissão;
(ii) garante uma redução de tarifas; e (iii) cria um sistema de quotas, o qual está, pela distribuição das partes de energia gerada pelas
usinas hidrelétricas para cada concessionária de distribuição, operando no SIN.
As concessões para as usinas hidrelétricas de Sobradinho e Itumbiara são uma exceção à Lei No 12.783 e foram renovadas de acordo com a
Lei No 13.182. Dessa forma, essas concessões não estão sujeitas ao sistema de alocação de alocação de quotas até 9 de fevereiro de 2022,
quando essas concessões gradualmente farão transição para o sistema de alocação de quotas. Para mais informações, ver “Fatores de Risco-A
renovação das nossas concessões de acordo com a Lei No 12.783/2013 ou a Lei No 13.182/2015 prejudicou a nossa condição
financeira e os nossos resultados operacionais” e “Fatores de Risco-Quaisquer concessões de geração hidrelétrica renovadas de
acordo com a Lei No 12.783 e a Lei No 13.182/15 estão sujeitas a um regime de alocação de quotas”.
74
(i) Condições para a renovação de geração de energia elétrica, concessões de distribuição e transmissão
A autoridade de concessão pode prorrogar as concessões que estiverem vencendo das companhias de geração, distribuição e
transmissão de energia elétrica por um período máximo de 30 anos adicionais, contanto que as atuais concessionárias aceitem novas
condições específicas impostas, a fim de garantir a continuidade de energia elétrica e redução de tarifas.
Os principais termos e condições para a renovação da concessão imposta pela Lei No 12.783 são:
Geração hidrelétrica: A renovação está sujeita (i) a uma tarifa determinada pela ANEEL, (ii) à comercialização em
conformidade com o sistema de alocação de quotas; e (iii) à conformidade com os padrões de qualidade estabelecidos pela
ANEEL;
Autoprodutor: A renovação da concessão do Produtor Independente será considerada de forma a fornecer um pagamento
adicional para o uso dos ativos públicos que serão utilizados pelo Governo Federal para reduzir a tarifa de energia cobrada
dos clientes;
Geração Térmica: A renovação deverá ser solicitada pela concessionária, pelo menos 24 (vinte e quatro) meses antes da
expiração da concessão. Se solicitada, a renovação será concedida por um período máximo de 20 (vinte) anos;
Transmissão de energia: A renovação das concessões de transmissão está sujeita à redução da Receita Anual Permitida
ou RAP, que é o valor anual recebido pela concessionária para a prestação dos serviços de transmissão pública, calculado
pela ANEEL, bem como à conformidade com os padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.
Distribuição de Energia: A renovação está sujeita às condições específicas estabelecidas no Decreto No 8.461, o qual
regula os critérios para a renovação das concessões de distribuição de acordo com a Lei No 12.783. A renovação de
concessões de distribuição, nos termos do Decreto Nº 8.461, exige que os concessionários atendam a determinados
critérios para: (i) à qualidade dos serviços de distribuição prestados, e (ii) ao cumprimento de determinados índices
financeiros. As concessões que não forem renovadas em conformidade com os termos e condições estabelecidos pela Lei
No 12.783 serão revertidas para a ANEEL no vencimento da concessão existente. Qualquer concessão revertidas para a
ANEEL estarão sujeitas a um novo procedimento de licitação realizado pela ANEEL de acordo com a Lei No
8.666/1993. Como resultado do processo de licitação, os ativos de geração, transmissão ou distribuição serão concedidos a
um concessionário por um período máximo de 30 anos. O titular da concessão permanecerá responsável pela prestação de
serviços públicos, nos termos e condições estabelecidos pela Lei No 12.783, até que o titular da nova concessão assuma os
ativos de distribuição relevantes. Em dezembro de 2015, a CELG-D renovou sua concessão de distribuição por mais 30
anos e em fevereiro de 2017 assinamos o contrato de venda da CELG-D com a Enel Brasil S.A. Em 22 de julho de 2016,
nossos acionistas decidiram não renovar parte de nossas concessões de distribuição nas regiões Norte e Nordeste
brasileiras, ou seja, as concessões detidas por: CEPISA; CEAL; Eletroacre; CERON; Boa Vista Energia; e Amazonas D.
Como resultado da nossa decisão de não renovar tais concessões, elas serão relicitadas em um futuro próximo. De acordo
com as novas normas estabelecidas pela Medida Provisória No 735, para a licitação das concessões sob o seu controle
direto ou indireto, o Governo Federal também está autorizado a transferir o controle das empresas. Além disso, para essas
concessões específicas, a Autoridade de Concessão também está autorizada, a seu critério e dentro dos primeiros 5 (cinco)
anos do contrato de concessão, a adiar as obrigações assumidas pelo prestador de novos serviços, mediante a assinatura de
uma alteração contratual.
Se uma concessão for renovada, a concessionária terá direito a um pagamento correspondente ao valor do investimento feito pela
concessionária para bens reversíveis não amortizados. Estes ativos serão avaliados de acordo com a metodologia prevista pela
ANEEL, denominada o novo valor de substituição (valor novo de Reposição). Em conformidade com esta metodologia, o valor de um
ativo é calculado como se estivesse sendo adquirido na data do cálculo do novo valor de substituição. Em termos gerais, a depreciação
acumulada e a amortização de um ativo são consideradas a partir do início das operações dos ativos até 31 de dezembro de 2012.
A ANEEL e o MME são responsáveis por determinar o valor dos investimentos não amortizados dentro dessas concessões de energia
a serem renovadas. Em 31 de dezembro de 2015, recebemos o valor total referente à primeira parcela do pagamento de indenização
efetuado em conformidade com a Lei No 12.783. Esse valor totalizou R$ 14,4 bilhões, utilizando valores de dezembro de 2012.
75
Pagamentos de indenização reivindicados para os ativos de geração de acordo com a Resolução Normativa ANEEL 596/2013:
Valor Contabilizado
Valor Solicitado
Valor Aprovado pela
ANEEL
(milhões de Reais)
Eletronorte - - - Chesf 487 4.802 - Furnas 995 1.311 - Eletrosul - - - Total 1.482 6.113 -
A tabela abaixo demonstra os valores solicitados para a ANEEL para a segunda parcela do pagamento de indenização feitos em
conformidade com a Lei nº 12.783, o qual totalizou R$ 36,6 bilhões em 31 de dezembro de 2016. Ela também mostra os pagamentos
de compensação reivindicados para os ativos de transmissão, relacionados aos Ativos de Transmissão da Empresa de Eletricidade
(RBSE), detidos em 31 de maio de 2000, e outras Instalações de Transmissão - RPC, não depreciados e não amortizados, de acordo
com o segundo parágrafo do Artigo 15 da Lei nº 12.783, que totalizou R$ 36,6 bilhões em 31 de dezembro de 2016.
Valor Solicitado
Valor Aprovado pela
ANEEL
Valor Contabilizado
Atualização de VNR - IPCA
e remuneração contabilizados
(milhões de Reais)
Eletronorte 2.926 2.579 1.733 3.596
Chesf 5.627 5.092 1.187 9.378
Furnas 10.699 9.000 4.530 14.031
Eletrosul 1.061 1.007 520 1.596
Total 20.313 17.678 7.970 28.601
Em 20 de Abril, 2016, o MME publicou a Portaria nº 120, a qual regula as condições para o recebimento de créditos relacionados aos
Ativos de Transmissão da Empresa de Eletricidade (RBSE), detidos em 31 de maio de 2000, e outras Instalações de Transmissão -
RPC, não depreciadas e não amortizadas, de acordo com o segundo parágrafo do Artigo 15 da Lei nº 12.783. De acordo com a Portaria
MME nº 120/2016, a remuneração desses ativos será a seguinte:
i. Pelo custo de capital correspondente aos ativos, consistindo de remuneração e amortização, acrescido dos impostos do processo
tarifário de 2017. A remuneração será o resultado do Custo de Capital de Média Ponderada e depreciação, que será pago de
acordo com a vida útil de cada ativo incorporado na Base de Remuneração Regulamentar;
ii. O custo de capital não integrado, a partir da prorrogação das concessões para o processo tarifário, será ajustado pela inflação e
remunerado pelo custo de capital;
iii. Pelo custo de capital correspondente aos ativos, consistindo de remuneração e amortização, acrescido do imposto devido a
partir do processo tarifário de 2017.
Dessa forma, em 31 de dezembro de 2016, estimamos o valor ajustado desses créditos, considerando as condições da Portaria MME nº
120/2016 e registramos tais estimativas em nossos registros contábeis em 2016. Em 31 de dezembro de 2016, contabilizamos R$ 36,6
bilhões a receber em relação aos ativos da RBSE. Com relação à remuneração do segmento de geração, a ANEEL e o MME ainda não
aprovaram os valores finais e as condições de pagamento.
(ii) Redução de tarifas
De acordo com a Lei No 12.783, a redução de tarifas será o resultado: (i) da redução dos encargos do setor, tais como da Conta CCC,
Conta CDE e Fundo RGR; (ii) do novo cálculo de tarifas e RAPs das concessões renovadas, conforme mencionado acima; e (iii) dos
investimentos fornecidos pelo Governo Federal.
76
(iii) Sistema de Alocação de Quotas
A Lei No 12.783 ainda cria um mecanismo para a alocação da energia gerada pelas usinas hidrelétricas relacionadas ao SIN, cujas
concessões foram renovadas de acordo com esta nova estrutura regulamentar, para o Mercado Regulamentado. A capacidade de
geração instalada dessas usinas é dividida em quotas iguais que são alocadas às companhias de distribuição, de acordo com os
regulamentos promulgados pela ANEEL. A finalidade do sistema de alocação de quotas é aumentar o valor de energia disponível para
as concessionárias de distribuição, e reduzir a tarifa cobrada do cliente final. As quotas e a parte de energia alocada às concessionárias
de distribuição serão revisadas periodicamente pela ANEEL.
Intervenção Administrativa nas Concessões
Em agosto de 2012, o Governo Brasileiro promulgou a Lei No 12.767/2012 com o objetivo de regular a intervenção da ANEEL nas
concessionárias para garantir a qualidade dos serviços prestados pelas concessionárias e o cumprimento das obrigações legais,
regulamentares e contratuais.
Além disso, a Lei No 12,767/2012 regulamenta a extinção da concessão em caso de liquidação ou falência da concessionária ou de
prescrição da concessão. Além disso, essa lei estabelece um procedimento administrativo que é exigido para o término da concessão.
Quanto aos procedimentos de recuperação extrajudicial ou judicial envolvendo concessionárias de energia, a Lei No 12.767/2012
alterou a estrutura regulamentar, uma vez que proíbe as concessionárias de energia de instaurarem processos judiciais ou
extrajudiciais. Ver o “Item 3.D, Fatores de Risco - Riscos Relativos à Indústria Brasileira de Energia” para mais detalhes.
Déficit de Contratação de Energia de Empresas de Distribuição
No início de 2014, devido às condições hidrológicas adversas, as companhias de distribuição de energia elétrica sofreram um déficit
contratual relacionado à demanda dos consumidores de cerca de 3.500 MW. Dessa forma, as companhias de distribuição de energia
tiveram que adquirir eletricidade de usinas termelétricas para garantir o abastecimento da demanda nacional brasileira de
eletricidade. Essa eletricidade foi adquirida a taxas elevadas.
O Governo Federal anunciou, em 13 de março de 2014, determinadas medidas para auxiliar as companhias de distribuição a enfrentar
esses custos e despesas mais altos inesperados durante o período de fevereiro a dezembro de 2014, a saber: (i) um leilão de
comercialização de energia elétrica realizado pela ANEEL e MME em abril de 2014, para compensar o déficit das companhias de
distribuição de energia; e (ii) uma contribuição financeira por parte do Tesouro Nacional de R$ 11,2 bilhões, por meio da conta CDE.
O Governo Federal também permitiu que a CCEE ingressasse em operações financeiras, no valor de até R$ 17,8 bilhões, a fim de
ajudar as companhias de distribuição. Dessa forma, o Governo Federal expediu o Decreto No 8221, datado de 1o de abril de 2014,
criando a Conta no Ambiente de Contratação Regulada ou CONTA-ACR, a qual irá receber o financiamento necessário para a
contratação e o pagamento das obrigações financeiras. Com o objetivo de efetuar os pagamentos relativos ao financiamento contraído
pela CCEE, as companhias de distribuição transferirão, após o ciclo de revisão tarifária de 2015, os valores específicos definidos pela
ANEEL à CDE.
O primeiro empréstimo, de R$ 11,2 bilhões, foi desembolsado em abril de 2014, e o segundo empréstimo, no valor de R$ 6,6 bilhões,
foi desembolsado em agosto de 2014. Desse valor, R$ 537,6 milhões foram atribuídos às seguintes controladas de distribuição: CEAL
(R$ 302,7 milhões), CEPISA (R$ 141 milhões), Amazonas Energia D (R$ 27,2 milhões), CERON (R$ 11,3 milhões) e Eletroacre
(R$ 55,4 milhões).
Em maio de 2013, a ANEEL criou um sistema multi-tarifário, o qual ajusta as tarifas para que essas reflitam o custo de geração de
energia. Esse sistema estava em teste até o final de 2014 e entrou plenamente em vigor em janeiro de 2015. O principal objetivo do
sistema multi-tarifário é apresentar aos consumidores, de forma transparente, o custo de produção de energia.
Autoridades Principais
Ministério de Minas e Energia
O MME é o regulador principal do Governo Brasileiro da indústria de energia, atuando como a autoridade de concessão em nome do
Governo brasileiro, e com poderes para formular políticas, com capacidades regulamentares e de supervisão. O Governo Brasileiro,
atuando principalmente através do MME, irá realizar determinadas funções que anteriormente estavam sob a responsabilidade da
ANEEL, incluindo a minuta das diretrizes que regem as concessões e a emissão das diretrizes que regem o processo de licitação para
as concessões relacionadas aos serviços e bens públicos.
77
ANEEL
O setor elétrico brasileiro é regulamentado pela ANEEL, órgão regulamentar federal independente. A responsabilidade principal da
ANEEL é regulamentar e supervisionar o setor elétrico de acordo com a política ditada pelo MME, e responder as questões que forem
delegadas a esse pelo Governo Brasileiro e pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras: (i) a
administração das concessões para atividades de geração, transmissão e distribuição, incluindo a aprovação de tarifas de energia
elétrica; (ii) promulgação de regulamentos para o setor elétrico; (iii) a implementação e regulamentação da exploração de fontes de
energia, incluindo o uso de energia hidrelétrica; (iv) a promoção do processo de licitação pública para novas concessões; (v) resolução
de litígios administrativos entre empresas geradoras e compradores de energia elétrica; e (vi) definição dos critérios e metodologia
para a determinação das tarifas de transmissão.
Conselho Nacional de Política Energética
Em 6 de agosto de 1997, nos termos do artigo 2 da Lei No 9.478, o CNPE foi criado para assessorar o presidente brasileiro no que diz
respeito ao desenvolvimento e à criação de uma política de energia nacional. O CNPE é presidido pelo Ministro de Minas e Energia, e
a maioria dos seus membros são ministros do governo brasileiro. O CNPE foi criado para otimizar o uso dos recursos de energia
brasileiros, para garantir o fornecimento de eletricidade para o país, e para revisar periodicamente o uso de energia regular e
alternativa, para determinar se a nação está utilizando adequadamente uma variedade de fontes de energia e não está fortemente
dependente de uma fonte específica.
Operador Nacional do Sistema Elétrico
O ONS foi criado em 1998 pela Lei No 9.648 de 27 de maio de 1998. O ONS é uma empresa privada sem fins lucrativos composta
por concessionárias, outras pessoas jurídicas titulares de permissões ou autorizações concedidas no mercado de energia elétrica, e por
consumidores relacionados ao SIN. Os geradores deverão declarar a sua disponibilidade ao ONS, o qual, em seguida, tenta estabelecer
um programa de envio de eletricidade otimizado. O principal papel do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e
transmissão do Sistema de Energia Interligada, sujeito à regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e responsabilidades
principais do ONS incluem: o planejamento operacional para a indústria de geração, a organização do uso do Sistema de Energia
Interligada nacional e das interligações internacionais, garantindo que todas as partes da indústria tenham acesso à rede de transmissão
de maneira não discriminatória, auxiliando na expansão do sistema energético, propondo planos para o MME a respeito da ampliação
da Rede Básica (cujas propostas deverão ser consideradas no planejamento de expansão do sistema de transmissão) e a submissão às
normas de operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL. Os geradores deverão declarar a sua disponibilidade ao
ONS, o qual, em seguida, tenta estabelecer um programa de envio de eletricidade otimizado.
Câmara de Comercialização de Energia
Em 12 de agosto de 2004, o governo brasileiro promulgou um decreto estabelecendo os regulamentos aplicáveis à CCEE. Em 10 de
novembro de 2004, a CCEE sucedeu o Mercado Atacadista de Energia - MAE, mercado do qual todas as grandes empresas de
produção de eletricidade, comercializadoras de energia e importadoras e exportadoras de energia elétrica haviam participado e no qual
foi determinado o preço à vista da eletricidade. A CCEE assumiu todos os ativos e operações do Mercado Atacadista de Energia
(que haviam sido previamente regulamentados pela ANEEL).
Um dos principais papéis da CCEE é realizar leilões judiciais no Mercado Regulamentado, ver “- A Lei de Energia Elétrica; O
Mercado Livre e o Mercado Regulamentado - O Mercado Regulamentado.” Além disso, a CCEE é responsável, entre outras coisas,
por: (i) registrar toda a energia comprada por meio do CCEARs, e os contratos resultantes dos ajustes de mercado e do volume de
energia contratada no Mercado Livre, ver “- A Lei de Energia Elétrica; Mercado Livre e Mercado Regulamentado - o Mercado
Livre”; e (ii) a contabilização e compensação de transações de curto prazo.
Os membros da CCEE incluem a geração, distribuição e comercialização de empresas, bem como consumidores livres. O seu
conselho de administração é composto por quatro conselheiros indicados pelos seus membros e um diretor, o qual atua como
presidente do conselho de administração, nomeados pelo MME.
O MME determina o preço máximo da energia vendida no mercado regulado por meio de leilões, conforme especificado no Decreto
No 5.163 de 2004.
Empresa de Pesquisa Energética
Em 16 de agosto de 2004, o Governo Brasileiro promulgou um decreto criando EPE, uma empresa estatal que é responsável pela
condução de pesquisas estratégicas a respeito do setor energético, inclusive com relação à energia elétrica, petróleo, gás, carvão e
fontes renováveis de energia. A pesquisa realizada pela EPE é subsidiada pelo MME como parte de seu papel de formulação de
políticas no setor de energia.
78
Além disso, a EPE é a empresa responsável pela qualificação técnica dos projetos que participam das ofertas promovidas pela ANEEL
para venda de energia.
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
A Lei de Energia Elétrica autorizou a criação, nos termos do Decreto Federal No 5.175, de 9 de agosto de 2004, do Comitê de
Monitoramento do Setor Elétrico (ou CMSE), o qual atua sob a direção do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das
condições de abastecimento do sistema e por propor uma medida preventiva (inclusive uma medida relacionada à demanda e a
contratação de uma reserva para fins de abastecimento) para restaurar as condições de serviço, quando aplicável.
Transmissão de Energia Elétrica no Brasil
O transporte de grandes volumes de eletricidade por longas distâncias é feito por meio de uma grade de linhas de transmissão e
subestações com tensões elevadas (de 230 kV a 750 kV), conhecida como Rede Básica. Qualquer agente do mercado de energia
elétrica que produz ou consome energia está autorizado a utilizar a Rede Básica.
As linhas de transmissão no Brasil são geralmente muito longas, uma vez que a maioria das usinas hidrelétricas geralmente estão
localizadas longe dos grandes centros de consumo de energia. Hoje, o sistema do país está quase totalmente interligado. Apenas o
Estado de Roraima e parte dos estados do Pará, Amazonas, Amapá e Rondônia ainda não estão conectados ao Sistema Interligado
Nacional. Nesses estados, o abastecimento é feito por pequenas usinas térmicas ou hidrelétricas localizadas perto das suas respectivas
capitais.
O Sistema Interligado Nacional prevê a troca de energia entre as diferentes regiões quando uma região enfrenta problemas de geração
de energia hidrelétrica devido a uma queda nos seus níveis de reservatórios. Como as estações de chuva são diferentes no sul, sudeste,
norte e nordeste do Brasil, as linhas de transmissão de alta voltagem (500 kV ou 750 kV) tornam possível que os locais com produção
insuficiente de energia sejam abastecidos pelos centros geradores que estão em um local mais favorável.
A operação e administração da Rede Básica é de responsabilidade do ONS, o qual também é responsável pela gestão de energia sendo
despachada das usinas em condições otimizadas, envolvendo o uso dos reservatórios hidrelétricos do Sistema Interligado e as usinas
térmicas.
O nosso sistema de transmissão, o qual consiste em um conjunto de linhas de transmissão interligadas a subestações, é composto por
cerca de 60.997 kms de linhas de transmissão, o que corresponde a cerca de 47,0% do total das linhas no Brasil, com uma voltagem
igual ou superior a 230 KV.
Além de operar e manter esse sistema de acordo com os padrões de desempenho e qualidade exigidos pela ANEEL, temos participado
ativamente da expansão de linhas de transmissão por meio de concessões nos leilões realizados pela ANEEL, isoladamente ou por
meio de consórcios, bem como por meio de permissões de reforços do sistema atual.
Os principais projetos de transmissão em desenvolvimento são: (i) TL 525 kV Guaiba 3 - Capivari do Sul; (ii) LT 230 kV Camaçari
IV - Pirajá Pituaçu - Pirajá; (iii) TL 800 Xingu kV - Estreito; (iv); (iv) LT 230 kV Eunápolis - Teixeira de Freitas II C2 (BA); (v)
Interligação Manaus - Boa Vista (AM/RR); (vi) Interligação Brasil - Uruguai (RS); e (vii) LT 500 kV Bom Despacho 3 - Ouro Preto 2
(MG).
O Brasil tem um total de seis interligações de médio e grande porte com outros países da América do Sul, quatro delas
operadas por nós, conforme descrito abaixo:
Com o Paraguai, por meio de quatro linhas de transmissão de 500 kV ligando Unidade de Itaipu à subestação de Margem
Direita (Paraguai) e de Foz do Iguaçu no Brasil. O setor de energia de 50 Hz de Itaipu é então transportado para a subestação de
Ibiúna, em São Paulo, através de um sistema de transmissão de corrente direta, com capacidade de 6.300 MW;
Com o Uruguai, por meio da estação conversora de frequência de Rivera, no Uruguai, com capacidade de 70 MW, e de
uma linha de transmissão de 230 kV ligando-a à subestação de Livramento no Brasil;
Com a Argentina, através da estação conversora de frequência de Uruguaiana no Brasil, com uma capacidade de 50 MW,
e de uma linha de transmissão de 132 kV ligando-o a Paso de los Libres, na Argentina; e
Com a Venezuela, através de uma linha de transmissão de 230 kV, com uma capacidade de 200 MW, que liga a cidade de
Boa Vista, no Estado de Roraima, à cidade de Santa Elena, na Venezuela.
No ambiente transitório (2002-2005), houve um declínio gradual nos valores de energia contratados de acordo com os Contratos
Iniciais de Abastecimento e as empresas geradoras pagaram pelo uso da rede de linha de transmissão, enquanto os distribuidores
foram obrigados a pagar dois tipos de tarifas de transmissão: (i) tarifas nodais, associadas a cada ponto de conexão de onde esses
distribuidores exigem tensão; e (ii) a tarifa de transmissão, associada aos Contratos de Fornecimento Iniciais, que foi aplicada a parte
da demanda contratada nesse ambiente. Uma vez que os valores de acordo com os Contratos Iniciais de Abastecimento caíram para
zero, as empresas de geração, distribuição e venda de energia e os consumidores livres tiveram acordos de livre acesso que regem o
uso das linhas de transmissão em termos equivalentes aos dos agentes que ingressaram no mercado depois que o livre acesso tornou-se
obrigatório. Nesse ambiente de mercado livre, as tarifas de transmissão são determinadas com base no uso efetivo que cada parte que
acessa a Rede Básica faz dele.
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Lei Regulamentar do Setor Elétrico; Mercado Livre e Mercado Regulamentado
A Lei do Setor Elétrico introduziu mudanças relevantes na regulamentação do setor de energia, tendo em vista: (i) corrigir as
deficiências no sistema elétrico brasileiro e (ii) a criação de incentivos para garantir o crescimento do setor de energia elétrica, a fim
de apoiar o desenvolvimento econômico e social brasileiro. Por meio dessa lei, os legisladores tentaram proteger os consumidores
cativos das concessionárias de distribuição e dar continuidade ao baixo custo da energia elétrica, o que tem um impacto ambiental
mínimo, disponível. As principais características da Lei do Setor Elétrico incluíram:
A criação: (i) do Mercado Regulamentado, no qual a compra e venda de energia elétrica deve seguir as normas impostas
pela ANEEL e deve ocorrer por meio da CCEE; e (ii) de um mercado destinado especificamente a determinados
participantes (por exemplo, consumidores livres e empresas de comercialização), o qual permitirá um certo grau de
concorrência no que diz respeito ao Mercado Regulamentado, denominado Mercado Livre, no qual as partes são livres
para negociar os termos e as condições dos seus contratos de compra e venda;
Restrições a determinadas atividades dos distribuidores, de forma a assegurar que esses se concentrem apenas em sua
atividade central para garantir serviços mais eficientes e confiáveis a consumidores cativos;
A eliminação de negociação em benefício próprio, para o fornecimento de um incentivo para que os distribuidoras
adquiram energia a preços mais baixos disponíveis, ao invés de adquirir energia de partes relacionadas; e
Respeito pelos contratos firmados anteriormente à Lei de Energia Elétrica, a fim de proporcionar estabilidade às
transações conduzidas antes da sua promulgação.
A Lei do Setor Elétrico também nos exclui e exclui as nossas controladas Furnas, Chesf, Eletronorte, Eletrosul, Eletronuclear e
CGTEE do Programa Nacional de Privatização, o qual é um programa criado pelo Governo Brasileiro em 1990, tendo em vista
promover o processo de privatização de empresas estatais. Todas as companhias de Distribuição da Eletrobras estão incluídas no
Programa de Parceria de Investimentos da Presidência da República - PPI.
Desafios à Constitucionalidade da Lei de Energia Elétrica
Alguns aspectos da Medida Provisória nº 144, a partir de 10 de dezembro de 2003, que deram origem à Lei do Setor Elétrico, estão
sendo contestados no Supremo Tribunal Federal, nas Ações Judiciais nº 3090 e 3100. Os pedidos provisórios de ambas as ações
judiciais foram negados pelo Supremo Tribunal Federal, na decisão publicada em 26 de outubro de 2007. A decisão final a respeito
desta questão está sujeita à maioria dos votos dos 11 juízes, desde que um quórum de pelo menos oito juízes esteja presente. Até a
presente data, o Supremo Tribunal Federal não chegou a uma decisão final e não sabemos quando essa decisão pode ser alcançada. O
Supremo Tribunal Federal decidiu, por seis votos a quatro, negar a medida provisória solicitada para suspender os efeitos da Lei do
Setor Elétrico até a tomada a decisão final a respeito do caso; no entanto, uma decisão final ainda está pendente. Portanto, a Lei do
Setor Elétrico está em vigor desde 15 de março de 2004 até a presente data. Independentemente da decisão final do Supremo Tribunal,
espera-se que determinadas partes da Lei de Energia Elétrica relacionadas às restrições das companhias de distribuição que exercem
atividades não relacionadas à distribuição de eletricidade, incluindo a venda de energia por companhias de distribuição a
consumidores livres, e a eliminação da negociação em benefício próprio, permaneçam em pleno vigor e efeito.
Caso toda ou uma parte relevante da Lei do Setor Elétrico seja considerada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal, o
esquema regulamentar introduzido pela Lei do Setor Elétrico pode perder a sua eficácia, gerando incertezas quanto à forma como o
governo brasileiro vai definir as normas para a setor de energia elétrica. Considerando que já compramos virtualmente todas as nossas
necessidades de eletricidade por meio de nossas controladas, tanto no ACR quanto no ACL e que se espera que o repasse para as
tarifas dessa eletricidade continue sendo regulamentado pelo regime anterior à Lei do Setor Elétrico, independentemente do resultado
da decisão do Supremo Tribunal Federal, acreditamos que, dentro de um curto prazo, os efeitos de uma eventual decisão sobre as
nossas atividades devem ser relativamente limitados. O efeito exato de um resultado desfavorável do processo judicial sobre nós e o
setor elétrico como um todo é difícil de prever, mas esse poderia ter um impacto adverso nos nossos negócios e nos resultados
operacionais, mesmo em curto prazo (ver “Fatores de Risco - Riscos Relacionados ao Setor Elétrico Brasileiro”).
Além disso, a Lei do Setor Elétrico e da estrutura regulamentar elétrica como um todo foi recentemente alterada em alguns aspectos
importantes pela promulgação da Lei No 13.299/16 e da Medida Provisória No 735/16. Especialmente para o setor de distribuição, esses
atos são de grande relevância, uma vez que esses dão tratamento especial para as concessões de distribuição localizadas em regiões ainda
não integradas ao Sistema Interligado Nacional - SIN. Tais medidas visavam criar um novo quadro regulamentar capaz de proporcionar
condições financeiras mais sustentáveis para essas concessões cumprem as suas obrigações pendentes com os seus fornecedores de
combustível e, portanto, criam um ambiente mais favorável para os possíveis investidores no meio do Programa Nacional de
Privatização - PND.
80
No entanto, na medida em que esses atos estabelecem algum tipo de tratamento especial a uma parte das companhias de distribuição, e
ainda autorizam o uso de recursos do CDE para cobrir as dívidas de combustível das concessionárias, não podemos garantir que esses
não terão a sua legalidade/constitucionalidade contestada por outros agentes da indústria que poderão ser prejudicados, incluindo os
consumidores e outros concessionárias que não se beneficiarão das medidas legais.
Mercados para a Comercialização de Eletricidade
De acordo com a Lei do Setor Elétrico, as transações de compra e venda de energia elétrica podem ser realizadas em dois segmentos
diferentes do mercado: (i) no Mercado Regulamentado, o qual contempla a compra por companhias de distribuição por meio de leilões
judiciais de toda a energia elétrica necessária para atender os seus consumidores cativos; e (ii) no Mercado Livre, o qual abrange a
compra de eletricidade por entidades não regulamentadas (tais como consumidores livres e comercializadores de energia).
No entanto, a eletricidade gerada pelas usinas qualificadas de acordo com o Proinfa, as usinas nucleares e a Itaipu são regidas por um
regime especial de comercialização e, portanto, não estão sujeitas a qualquer Mercado Regulamentado ou Livre. A eletricidade gerada
por Itaipu, a mais relevante entre as fontes de energia regidas por um regime separado, incluindo o Decreto 4.550, de 27 de dezembro
de 2002, é vendida para nós e vendida para concessionárias de distribuição nos mercados de energia sul e centro-sul leste,
proporcionalmente à sua quota de mercado nesses mercados. As taxas às quais a eletricidade gerada por Itaipu é comercializada estão
denominadas em dólares americanos e são estabelecidas de acordo com um tratado entre o Brasil e Paraguai. Como consequência
disso, as tarifas de Itaipu aumentam ou caem, de acordo com a variação da taxa de câmbio do dólar norte-americano/Real. As
alterações no preço da eletricidade gerada pela Itaipu estão, no entanto, sujeitas a um repasse total para as tarifas de distribuição.
Mercado Regulamentado
As companhias de distribuição devem atender a demanda do mercado através do fornecimento de energia elétrica adquirida
principalmente em leilões judiciais no Mercado Regulamentado. As companhias de distribuição, no entanto, podem comprar
eletricidade de: (i) empresas de geração que estiverem relacionadas diretamente a essa companhia de distribuição, exceto as empresas
de geração hidrelétrica com capacidade superior a 30 MW, e determinadas empresas de geração térmica; (ii) projetos de geração de
energia elétrica participando da fase inicial do Proinfa; e algumas companhias de distribuição de energia no sul e centro-sul-leste de
mercados de energia, e (iii) da usina hidrelétrica de Itaipu.
Os leilões judiciais de energia elétrica para novos projetos de geração são realizados: (i) cinco anos antes da data de entrega inicial
(denominados leilões “A-5”); e (ii) três anos antes da data inicial de entrega estimada (denominados leilões “A-3”). Os leilões de
energia elétrica de usinas de geração de energia existentes são realizados (i) um ano antes da data inicial de entrega estimada
(denominados leilões “A-1”) e/ou (ii) no mesmo ano da data inicial de entrega estimada (denominados leilões “A”). Além disso, o
Governo Brasileiro, direta ou indiretamente, por intermédio da ANEEL, realiza leilões judiciais para a venda de energia elétrica para
as distribuidoras de energia, a fim de permitir que os distribuidores ajustem o volume de energia elétrica, conforme for necessário para
atender as demandas dos seus clientes ou os Ajustes de Mercado.
Os leilões são preparados pela ANEEL em conformidade com as diretrizes estabelecidas pelo MME, incluindo a exigência de utilizar
o menor lance como critério para determinar o vencedor do leilão.
Cada empresa de geração que participa do leilão deve assinar um contrato de compra e venda de eletricidade com cada companhia de
distribuição, na proporção da respectiva demanda estimada de energia elétrica das companhias de distribuição. Os CCEARs para
ambos os leilões “A-5” e “A-3” têm um prazo entre 15 e 30 anos, e os CCEARs para leilões “A-1” têm um prazo entre três e
15 anos. Os CCEARs para leilões “A” tem um prazo entre um a 15 anos. Os CCEARs para fontes alternativas de energia estão entre
10 e 30 anos. A única exceção a essas normas se refere ao leilão de ajuste de mercado, no qual as companhias de geração e de
distribuição entrarão em acordos bilaterais de dois anos que deverão ser registrados com a ANEEL e CCEE.
Os regulamentos ainda estabelecem um mecanismo de tarifa de passagem chamado Valor Anual de Referência, que limita os valores
dos custos de aquisição de energia elétrica que podem ser repassados aos consumidores finais. O Valor Anual de Referência
corresponde à média ponderada dos preços de eletricidade nos leilões “A-5” e “A-3”, calculado para todas as companhias de
distribuição.
O Valor Anual de Referência cria um incentivo para que as companhias de distribuição contratem a sua demanda de eletricidade
esperada nos leilões “A-5”, quando se esperar que os preços sejam mais baixos do que nos leilões “A-3”. A ANEEL permite às
empresas transfiram os seus custos de aquisição de energia elétrica aos consumidores finais, em conformidade com os seguintes
critérios: (i) nos leilões A-5, as empresas estão autorizadas a repassar todos os custos para os consumidores, sem prejuízo das
limitações referidas abaixo; (ii) nos leilões A-3 empresas têm permissão para: (a) passar todos os custos de aquisição de energia
adquirida em leilões A-5 até 2% da diferença entre a energia adquirida nos leilões A-3 durante o ano e as necessidades energéticas do
distribuidor; e (b) repassar o menor dos seguintes - os leilões A-5 e os leilões A-3; (iii) nos leilões A-1, as empresas podem repassar
todos os custos ao consumidor; (iv) nos leilões de Ajuste de Mercado e nas aquisições de energia diretamente de uma usina de geração
conectada ao sistema elétrico dos distribuidores (exceto conforme estabelecido em lei), as empresas são autorizadas a repassar todos
os custos até o Valor de Referência Anual para o consumidor; e (v) nos leilões de fontes alternativas de energia e outros determinados
pelo governo brasileiro, as empresas podem repassar todos os custos ao consumidor.
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A ANEEL mantém o valor econômico do Valor Anual de Referência, ajustando o Valor Anual de Referência em conformidade com o
índice de correção monetária acordado nos CCEARs.
A Lei do Setor Elétrico estabelece as seguintes limitações à capacidade das companhias de distribuição de repassar os custos para os
consumidores:
Nenhum repasse de custos para compras de energia elétrica que excedam 103,0% da demanda real;
O repasse dos custos de aquisição de eletricidade dos novos projetos de geração de energia elétrica equivalentes à
diferença entre o limite mínimo de compra (96% da energia recuperada contratada nos termos da Lei de Energia Elétrica)
e a energia adquirida nos leilões A-1 será limitado ao valor médio ponderado (em Reais/MWh) dos preços de aquisição
nos leilões A-1, contanto que esse limite seja aplicável apenas: (i) aos primeiros três anos após os leilões A-1, nos quais o
limite mínimo de compra não foi atingido; (ii) aos CCEARs relacionados à parte de energia adquirida nos leilões A-3 e
A-5 com o preço mais alto;
O MME estabelecerá o preço máximo de aquisição para a energia gerada pelos projetos existentes; e
Se as companhias de distribuição não cumprirem a obrigação de contratação integral da sua demanda, o repasse dos custos
da energia adquirida no mercado de curto prazo da CCEE será o menor dentre o Preço de Liquidação das Diferenças
(PLD) e o Valor de Referência Anual.
Os Leilões no Mercado Regulamentado, sujeitos às condições estabelecidas nos respectivos pedidos de propostas, podem originar dois
tipos de CCEARs: (i) Contratos de Quantidade de Energia; e (ii) Contratos de Disponibilidade de Energia.
Nos termos de um Contrato de Quantidade de Energia, um gerador se compromete a fornecer uma certa quantidade de eletricidade e
assume o risco de que o fornecimento de energia elétrica poderia ser prejudicado por condições hidrológicas e níveis baixos dos
reservatórios, entre outras condições, que poderiam interromper o fornecimento de energia elétrica, caso em que o gerador será
obrigado a adquirir a energia de outras fontes, a fim de cumprir os seus compromissos de abastecimento. De acordo com um Contratos
de Disponibilidade de Energia, o gerador se compromete a disponibilizar um valor específico de capacidade para o Mercado
Regulamentado. Nesse caso, a receita do gerador é garantida e as companhias de distribuição enfrentem o risco de uma escassez de
abastecimento. No entanto, o aumento dos preços da eletricidade devidos a uma escassez de oferta são repassados pelas companhias
de distribuição para os consumidores.
A Lei do Setor Elétrico estabelece que todas as empresas de geração, distribuição e comercialização, produtores independentes de
energia e consumidores livres devem informar o MME, até o dia 1o de agosto de cada ano, a respeito da sua demanda de eletricidade
estimada ou geração de energia elétrica estimada, conforme o caso, para cada um dos cinco anos subsequentes. A fim de incentivar as
companhias de distribuição de energia a fazer estimativas precisas e de celebrar acordos de compra de energia de forma
correspondente, as tarifas de repasse, conforme mencionadas acima, são permitidas desde que a energia adquirida permaneça dentro
de 103,0% da demanda de energia real da companhia de distribuição. Excedentes e escassez das companhias de distribuição de
energia relacionadas às aquisições de energia no Mercado Regulamentado podem ser compensados, um contra o outro, por meio de
um mecanismo de compensação gerido pela CCEE. De acordo com a Lei do Setor Elétrico, as distribuidoras de energia elétrica têm o
direito de transmitir aos seus clientes os custos relacionados à energia comprada por meio de leilões judiciais, bem como quaisquer
impostos e encargos setoriais relacionados aos leilões judiciais, sujeitos a determinadas limitações relacionadas à incapacidade das
companhias de distribuição de preverem uma estimativa com precisão.
Nesse contexto, é importante mencionar que 2015 foi marcado por um aumento substancial nas tarifas, levando a uma queda no
consumo de energia e à migração de consumidores potencialmente livres para o Mercado Livre (ACL). Temendo que esse cenário
fosse ainda pior, a ANEEL aprovou a Resolução Normativa No 711/2016 (Resolução Normativa No 711/2016), datada de 19 de abril
de 2016, visando o desenvolvimento de mecanismos que se adequariam aos níveis de contratação de energia pelas distribuidoras. A
Resolução estabelece os critérios e condições de possíveis acordos bilaterais entre as partes signatárias das CCEARs. O acordo
bilateral pode envolver os seguintes formatos: (i) redução temporária total ou parcial da energia contratada; (ii) redução permanente
parcial da energia contratada ou; (iii) rescisão do contrato. De modo geral, a Resolução Normativa No 711/2016 traz uma importante
alteração regulamentar, eliminando tanto o adiamento do início do período de oferta quanto a transferência da posição contratual para
outro distribuidor.
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Convenção de Comercialização de Energia Elétrica
As Resoluções ANEEL No 109, de 26 de outubro de 2004, No 210, de 24 de fevereiro de 2006, e No 637, de 5 de dezembro de 2014,
são o regulamento mais relevantes que rege a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, que regulam a organização e
funcionamento da CCEE e as condições de comercialização de energia elétrica, e definem, entre outros: (i) os direitos e as obrigações
dos agentes da CCEE; (ii) as multas a serem impostas aos agentes inadimplentes; (iii) os meios de resolução de litígios; (iv) as normas
de negociação nos Mercados Regulamentados e Livre; e (v) o processo de contabilização e liquidação de transações de curto prazo.
A CCEE é uma organização sem fins lucrativos cujos membros são todos os agentes do setor elétrico brasileiro (determinados agentes
não são membros obrigatórios da CCEE e podem ser representados por outros membros). A CCEE é responsável (i) por registrar as
condições relativas à quantidade de energia e aos prazos previstos em todos os acordos de compra de energia, sejam celebrados no
Mercado Regulamentado ou no Mercado Livre; e (ii) pela contabilização e liquidação do mercado de energia, incluindo os excedentes
de energia e mercado de escassez local, entre outras atribuições. A CCEE é regida por um Conselho de Administração composto por
cinco membros, sendo quatro indicados pelos agentes referidos, enquanto o seu presidente é nomeado pelo MME.
Mercado Livre
O Mercado Livre cobre vendas de energia elétrica livremente negociadas entre as concessionárias de geração, os Produtores
Independentes de Energia, autogeradores, comercializadores de energia, importadores de energia e consumidores livres. O Mercado
Livre também inclui contratos bilaterais entre geradores e companhias de distribuição firmados antes da promulgação da Nova Lei do
Setor Elétrico, até que esses expirem. Após o seu vencimento, os novos contratos devem ser celebrados em conformidade com as
diretrizes da Lei do Setor Elétrico.
Esse longo período de aviso visa assegurar que, se necessário, a construção da nova geração custo-efetiva poderá ser finalizada a fim
de suprir o novo registro de consumidores livres no Mercado Regulamentado. Os geradores estatais podem vender eletricidade aos
consumidores livres, porém, diferentemente dos geradores privados, são obrigados a fazê-lo através de um processo público que
garanta transparência e igualdade de acesso a todos os interessados.
Consumidores Livres
De acordo com a Lei do Setor Elétrico, um consumidor livre pode optar por: (i) continuar adquirindo energia de uma companhia de
distribuição local; (ii) adquirir energia diretamente de um produtor independente ou de autoprodutores com energia excedente;
(iii) comprar energia a partir de um agente auxiliar de comércio de energia; ou (iv) adquirir energia de outros consumidores livres por
meio de cessão.
A Lei do Setor Elétrico não permite que as concessionárias de distribuição vendam energia para consumidores livres diretamente
(exceto de acordo com determinadas condições regulamentares).
A Lei do Setor Elétrico estabelece ainda que a opção de se tornar um consumidor livre está sujeita à expiração antes ou rescisão do seu
contrato de compra de energia com a companhia de distribuição de energia. Caso o contrato de compra de energia tenha um prazo
indeterminado, a migração para o mercado livre será permitida apenas no ano seguinte ao do recebimento de um aviso de migração
pela companhia de distribuição de energia, desde que esse aviso seja apresentado até 15 de julho de cada ano. Uma vez que um
consumidor tenha migrado para o Mercado Livre, esse só pode retornar ao Mercado Regulamentado se tiver entregado à companhia de
distribuição relevante um aviso de cinco anos, embora a companhia de distribuição possa reduzir esse prazo a seu critério.
A Lei do Setor Elétrico estabeleceu, em princípio, algumas condições e limites de energia e de consumo que definem quais
consumidores poderiam se qualificar como “consumidores livres”. Esses limites podem ser gradualmente reduzidos ao longo dos anos
pela ANEEL, de modo a permitir que um número crescente de consumidores faça essa eleição, até que todos os consumidores de
todas as diferentes classes possam escolher qual o fornecedor do qual esses querem adquirir energia.
A lei garante aos fornecedores e aos seus respectivos consumidores livre acesso à rede, sujeitos ao pagamento de tarifas pelo uso das
redes de energia elétrica e dos custos de conexão. Todos os encargos regulamentares aos quais os consumidores cativos estão sujeitos
são adicionados a essas tarifas, a fim de garantir um tratamento justo e igualitário entre os consumidores cativos e livres.
Os regulamentos acima são destinados (i) para evitar uma arbitragem entre os mercados cativo e livre pelos Consumidores Livres,
proibindo migrações oportunistas, bem como (ii) para proteger as companhias de distribuição de energia, tornando o mercado cativo
mais previsível. Além disso, a ANEEL deve regulamentar a migração para o mercado livre, sem aumentar as tarifas do mercado
cativo.
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Atividades Restritas dos Distribuidores
As companhias de distribuição não estão autorizadas a, salvo disposição em contrário prevista na Lei 9.074/1995: (i) desenvolver
atividades relacionadas à geração e transmissão de energia elétrica; (ii) vender eletricidade aos consumidores livres, exceto para
aqueles da sua área de concessão e sob as mesmas condições e tarifas aplicáveis aos clientes cativos no Mercado Regulamentado; (iii)
deter, direta ou indiretamente, qualquer interesse em qualquer outra empresa, corporação ou parceria; ou (iv) desenvolver atividades
comerciais que não estão relacionadas às suas respectivas concessões, exceto conforme permitido por lei ou pelo contrato de
concessão relevante. Os geradores não estão autorizados a deter uma participação acionária de mais de 10,0% nas companhias de
distribuição ou a manter uma participação acionária majoritária nas companhias de distribuição.
Eliminação de negociação em benefício próprio
Uma vez que a compra de eletricidade para consumidores cativos será realizada através do Mercado Regulamentado, a chamada
negociação em benefício próprio não é mais permitida, exceto no contexto dos contratos que foram devidamente aprovados pela
ANEEL antes da promulgação da Nova Lei do Setor Elétrico. As companhias de distribuição podem, no entanto, celebrar contratos de
compra de energia com partes relacionadas, desde que esses acordos sejam resultantes de leilões de energia realizados no Mercado
Regulamentado. Antes da Lei do Setor Elétrico, essas companhias podiam cumprir até 30,0% das suas necessidades de eletricidade
através de energia adquirida de companhias afiliadas.
Limitações de Propriedade
Em 2000, a ANEEL estabeleceu limites à concentração de determinados serviços e atividades no setor elétrico. De acordo com esses
limites, com exceção das companhias participantes do Programa Nacional de Privatização (que apenas precisava cumprir esses limites
depois da realização final da sua reestruturação corporativa), nenhuma empresa de energia (incluindo as suas controladoras e
controladas) poderia: (i) deter mais de 20,0% da capacidade instalada do Brasil, 25,0% da capacidade instalada da região
sul/sudeste/centro-oeste do Brasil, ou 35,0% da capacidade instalada da região norte/nordeste do Brasil, exceto se esse percentual tiver
correspondido à capacidade de uma única planta de geração instalada; (ii) deter mais de 20,0% do mercado de distribuição do Brasil,
25,0% do mercado da região sudeste/sul/centro-oeste de distribuição, ou 35,0% do mercado de distribuição norte/nordeste, exceto no
caso de um aumento na distribuição de energia elétrica superior às taxas nacionais ou regionais de crescimento; ou (iii) deter mais de
20,0% do mercado de comercialização do Brasil com consumidores finais, 20,0% do mercado de comercialização do Brasil com
consumidores não-finais, ou 25,0% da soma dos percentuais acima.
De acordo com o parágrafo primeiro, Artigo 31 da Lei do Setor Elétrico, nós e as nossas controladas Furnas, Chesf, Eletronorte,
Eletrosul, Eletronuclear e CGTEE fomos excluídos do Programa Nacional de Privatização. Dessa forma, estamos sujeitos aos limites e
condições impostos à participação de agentes nas atividades do setor de energia elétrica, de acordo com a Resolução da ANEEL No
278/2000, a qual visa alcançar uma concorrência efetiva entre os agentes e impedir uma concentração nos serviços e atividades
realizados por agentes do setor da eletricidade.
Em 10 de novembro de 2009, a ANEEL publicou a Resolução No 378, a qual revogou e substituiu a Resolução No 278/2000 e
estabeleceu que a ANEEL, ao identificar um ato que possa resultar em concorrência desleal ou no controle significativa dos mercados,
transmissão e distribuição de geração, deve notificar a Secretaria de Direito Econômico (ou SDE) do Ministério da Justiça, nos termos
do Artigo 54 da Lei nº 8.884, de 11 de junho de 1994. Após a notificação, a SDE deve informar a autoridade antitruste, o CADE. Se
necessário, a SDE vai exigir que a ANEEL analise possíveis infrações nos termos da Resolução No 378, enquanto o CADE deverá
determinar qualquer punição aplicável, a qual pode variar desde sanções pecuniárias até a dissolução da empresa, de acordo com os
artigos 23 e 24 da lei supramencionada.
Embora a legislação atualmente em vigor não preveja limites específicos para a identificação da concentração do mercado, como
mantemos uma participação no mercado brasileiro equivalente a 31% da capacidade instalada total do país, as nossas atividades estão
sob a supervisão constante dos reguladores e somos solicitados regularmente a atualizar a nossa cadeia corporativa e os nossos
investimentos, bem como a detalhar as nossas atividades e a influência no mercado de eletricidade brasileiro.
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão
A ANEEL supervisiona as normas tarifárias que regulam o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão, e estabelece tarifas pelo
uso dos, e acesso aos referidos sistemas. As tarifas são as seguintes: (i) tarifas de uso de rede, as quais são taxas de uso da rede local
exclusiva das companhias de distribuição ou (TUSD); e (ii) uma tarifa pelo uso do sistema de transmissão, que é a Rede Básica e suas
instalações auxiliares (ou TUST). Além disso, as companhias de distribuição no Sistema de Energia Sul/Sudeste Interligado pagam
encargos específicos para a transmissão da eletricidade gerada em Itaipu e pelo acesso ao sistema de transmissão.
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TUSD
A TUSD é paga pelos geradores, consumidores livres e consumidores especiais para o uso do sistema de distribuição da companhia de
distribuição à qual o gerador relevante ou consumidor livre está conectado, sendo revista anualmente, de acordo com um índice
inflacionário. O valor a ser pago é baseado em uma fórmula estabelecida pela Resolução ANEEL No 657/2015 e pode variar de
acordo com um número de diferentes fatores, incluindo, por exemplo, os custos de rede, os custos operacionais e as perdas de energia,
entre outros. As nossas companhias de distribuição recebem a TUSD paga pelos consumidores livres em suas áreas de concessão e por
algumas outras companhias de distribuição que estão ligadas ao nosso sistema de distribuição.
TUST
O TUST é pago pelas companhias de distribuição e utiliza, incluindo geradores, consumidores livres e consumidores especiais, a rede
básica. O valor a ser pago é baseado em uma fórmula estabelecida pela Resolução ANEEL No 67/2004, alterada pela Resolução
ANEEL No 442/2011, e pode variar de acordo com um número de diferentes fatores. De acordo com os critérios estabelecidos pela
ANEEL, os proprietários das diferentes partes da rede de transmissão transferiram para a coordenação das suas instalações o ONS, em
troca do recebimento de pagamentos regulamentados dos usuários do sistema de transmissão. Os usuários da rede, incluindo as
empresas de geração, companhias de distribuição e consumidores livres, assinaram contratos com o ONS legitimando-os a utilizar a
rede de transmissão em troca do pagamento de tarifas publicadas. Outras partes da rede que são propriedade de empresas de
transmissão, mas que não são considerados parte da rede de transmissão são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados
que pagam uma taxa específica para a empresa de transmissão relevante.
Contrato para Acesso ao Sistema Intermediário de Conexão - Encargo de Acesso
Algumas companhias de distribuição, especialmente no Estado de São Paulo, acessam a Rede Básica através de um sistema
intermediário de conexão localizado entre as suas respectivas linhas de distribuição e a Rede Básica. Essa conexão é formalizada por
meio de um Contrato de Acesso ao Sistema de Conexão Intermediário firmado com as concessionárias de transmissão que possuem
essas instalações. A compensação para as empresas de transporte é regulamentada pela ANEEL e é definida de acordo com o custo
dos ativos utilizados, quer sejam sua propriedade exclusiva ou dividida entre os agentes do setor de energia elétrica. A compensação
correspondente referente ao uso do sistema de conexão intermediário é revisada anualmente pela ANEEL, de acordo com um índice
inflacionário e com os custos relacionados aos ativos.
Encargo de Transporte da Itaipu
A usina de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva operada em voltagem alternada e contínua, a qual não é considerada parte
da Rede Básica ou do sistema intermediário de conexão. O uso desse sistema é compensado por um encargo específico, denominado
encargo de transporte de Itaipu, pago pelas empresas com direito a quotas da eletricidade da Itaipu, proporcionalmente às suas quotas.
Tarifas de Distribuição
As tarifas de distribuição estão sujeitas à revisão pela ANEEL, a qual tem a autoridade para ajustar e rever tarifas em resposta às
mudanças nos custos de compra de energia elétrica e nas condições de mercado. Ao reajustar as tarifas de distribuição, a ANEEL
divide os custos das companhias de distribuição entre: (i) custos que estão fora do controle do distribuidor (ou custos da Parcela A);
e (ii) custos que estão sob o controle dos distribuidores (ou custos da Parcela B). O reajuste das tarifas é baseado em uma fórmula que
considera a divisão de custos entre as duas categorias.
Cada contrato de concessão da companhia de distribuição prevê um reajuste tarifário anual (reajuste anual). De modo geral, os custos
da Parcela A são integralmente transferidos aos consumidores. Os custos da Parcela B, entretanto, são corrigidos pela inflação de
acordo com o IGP-M.
As companhias de distribuição de energia elétrica também têm direito à revisão periódica (revisões) a cada cinco anos. Essas revisões
são destinadas a: (i) assegurar que as receitas são suficientes para cobrir os custos operacionais da Parcela B, e a compensação
adequada dos investimentos essenciais para os serviços dentro do escopo da concessão de cada empresa; e (ii) determinar o “fator X”,
o qual é um fator de eficiência com base em três componentes: (a) ganhos de produtividade de aumento em escala esperados;
(b) avaliações pelos consumidores (verificadas pela ANEEL); e (c) custos da mão-de-obra.
Dessa forma, após a conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do fator X exige que as companhias de distribuição
compartilhem os seus ganhos de produtividade com os consumidores finais.
O repasse dos custos de aquisição de energia elétrica sob de acordo com os contratos de abastecimento celebrados antes da vigência da
Lei do Setor Elétrico está sujeito a um teto baseado em um valor estabelecido pela ANEEL para cada fonte diferente de energia (tais
como hidrelétricas, termoelétricas e fontes alternativas de energia). Esse limite é ajustado anualmente a fim de refletir os aumentos nos
custos incorridos pelas geradoras. Esse reajuste considera: (i) a inflação; (ii) os custos incorridos em moeda forte; e (iii) os custos
relacionados ao combustível (tais como abastecimento de gás natural). Os custos incorridos correspondem a, pelo menos, 25,0% de
todos os custos incorridos pelas geradoras.
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Além disso, as concessionárias de distribuição de energia têm direito à revisão extraordinária de tarifas, em uma base caso a caso,
para garantir o seu equilíbrio financeiro e compensá-las por custos imprevistos, incluindo impostos que alterem significativamente a
sua estrutura de custos.
Nos termos das condições comerciais, a Resolução ANEEL No 547, de 16 de abril de 2013, previa um novo sistema informativo para
os consumidores, com a inclusão de bandeiras (verde, amarelo e vermelho) na fatura dos consumidores que indicam se o fornecedor
de energia espera um aumento ou diminuição no preço da energia para o mês seguinte, de acordo com os preços de energia
estabelecidos pela ANEEL para cada subsistema. A receita adicional obtida pela concessionária devido ao uso desse sistema bandeira
será considerada nos procedimentos de reajuste e de revisão descritos anteriormente.
De acordo com a MP 735, a revisão tarifária de 2016 refletirá a incorporação das perdas de 2015. E então, de 2017 a 2025, será
aplicado um redutor anual de 10% dessas perdas incorporadas, sobre a revisão tarifária de 2015 estabelecida pela ANEEL. A nova
regra permite o uso dos recursos obtidos pelo Poder Executivo com relação à oferta das concessões (bônus de outorga) para cobrir as
despesas de combustível incorridas, até abril de 2016, pelas empresas de serviços públicos localizadas no Sistema Isolado, as quais
não tinham acesso aos recursos da CDE devido ao não-cumprimento das metas de eficiência.
Para as concessões que não foram renovadas, as regras da Portaria MME nº 388, datada de 26 de julho de 2016, serão aplicáveis até
que a concessão seja novamente oferecida e um novo controlador se comprometa com os serviços de acordo com um novo contrato de
concessão que irá definir as políticas tarifárias. Em termos gerais, a Portaria No 388/2016 estabelece o seguinte com relação aos custos
divididos entre a Parcela A e a Parcela B:
A Parcela A inclui:
(i) Encargos setoriais de energia;
(ii) Energia comprada;
(iii) Encargos de conexão e uso para os sistemas de transmissão e distribuição; e
(iv) Receitas não recuperáveis.
Os custos da Parcela B, como de costume, são determinados pela subtração de todos os custos da Parcela A das receitas da companhia
de distribuição.
Finalmente, a ANEEL lançou recentemente uma Audiência Pública para discutir com a indústria as mudanças necessárias na
metodologia de cálculo das tarifas de distribuição aplicáveis às concessões renovadas. Além disso, o regulamento proposto poderia,
eventualmente, ser estendido para os contratos de concessão não renovados mediante a adesão expressa. A ideia é que a Aneel calcule
anualmente as receitas que cada concessão exigirá para cobrir os seus custos e retorno dos investimentos. Não podemos prever em que
termos o novo regulamento será aprovado, mas esperamos um tratamento mais favorável para as receitas futuras, uma vez que a
ANEEL está disposta a reduzir os efeitos dos custos não-gerenciáveis e da flutuação do mercado sobre as tarifas das companhias de
distribuição.
A ANEEL promulgou, em 13 de setembro de 2016, uma Resolução para estabelecer as condições que garantem a continuidade dos
serviços prestados pelas empresas de serviços públicos localizadas nas regiões Norte e Nordeste do Brasil, no contexto da extinção
dessas concessões. Os serviços serão temporariamente prestados pelas Empresas de Distribuição da Eletrobras e as condições
estabelecidas incluem a normalização da transferência de fundos setoriais, reajuste e revisão das tarifas, a fim de garantir a cobertura
tarifária, e o acesso aos empréstimos da Reserva Global de Reversão. Embora a resolução já seja válida, essa está atualmente sob o
procedimento de audiência pública (de 15 de setembro a 15 de outubro), o que pode introduzir algumas alterações no texto original,
de acordo com o critério da ANEEL.
Programas de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
Programa Prioritário de Termelétricas
Em 2000, um decreto federal criou o Programa Prioritário de Termeletricidade (ou PPT), para fins de diversificar a matriz energética
brasileira e diminuir a sua forte dependência de usinas hidrelétricas. Os benefícios concedidos às usinas termelétricas nos termos do
PPT incluem: (i) o abastecimento de gás garantido por 20 anos; (ii) a garantia de que os custos relacionados à aquisição da eletricidade
produzida pelas usinas termelétricas serão transferidos às tarifas até um valor normativo determinado pela ANEEL; e (iii) acesso
garantido a um programa especial de financiamento do BNDES para o setor de energia.
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Proinfa
Em 2002, o programa Proinfa foi criado pelo Governo Brasileiro para criar certos incentivos ao desenvolvimento de fontes
alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, Pequenas Centrais Hidrelétricas e projetos de biomassa. Tal conforme
acontece com alguns outros programas sociais, estamos envolvidos na administração do programa Proinfa.
De acordo com o programa Proinfa, adquirimos eletricidade gerada por essas fontes alternativas por um período de até 20 anos e a
transferimos para consumidores livres e algumas companhias de distribuição de eletricidade (que são responsáveis por incluir os
custos do programa nas tarifas para todos os consumidores finais, na sua respectiva área de concessão, exceto para os consumidores de
baixa renda). Em sua fase inicial, o programa Proinfa está limitado a uma capacidade contratada total de 3.300 MW (1.100 MW para
cada uma das três fontes de energia alternativas).
Em sua segunda fase, que deve começar após o limite de 3.300 MW ser atingido, o programa Proinfa deve, em um período de até
20 anos, ter contraído uma capacidade equivalente a 10,0% do consumo interno anual de eletricidade. Após o sucesso dos leilões de
energia promovidos pelo Governo Federal, ainda não foi lançada a segunda fase do Proinfa.
Pesquisa e Desenvolvimento - P&D
As concessionárias e empresas autorizadas a se dedicarem à distribuição de poder público, as empresas de geração e transmissão são
obrigadas a investir anualmente pelo menos 1,0% da sua receita operacional líquida em pesquisa de energia elétrica e
desenvolvimento. As empresas que apenas geram energia a partir do vento, biomassa e Pequenas Centrais Hidrelétricas não estão
sujeitas a essa exigência.
Encargos Regulamentares
Fundo de Reserva Global de Reversão
Em determinadas circunstâncias, as empresas de energia são indenizadas por bens utilizados no âmbito de uma concessão se a
concessão for eventualmente revogada ou não for renovada. Em 1971, o Congresso Brasileiro criou uma Reserva Global de Reversão
(um Fundo de Reserva Global de Reversão, ou Fundo RGR) destinada a prover recursos para essa compensação. Em fevereiro de
1999, a ANEEL revisou a imposição de uma taxa, exigindo que todas as distribuidoras e determinadas geradoras que operam sob o
regime de serviço público fizessem contribuições mensais ao Fundo RGR, a uma taxa anual equivalente a 2,5% dos ativos
imobilizados da empresa em serviço, porém que não excedesse 3,0% das receitas operacionais totais em qualquer ano. Nos últimos
anos, nenhuma concessão foi revogada ou deixou de ser renovada e, nos últimos anos, o Fundo RGR tem sido utilizado
principalmente para financiar projetos de geração e distribuição. Com a introdução da MP No 517/2010, o Fundo RGR deve ser
extinto em 2035, e a ANEEL é obrigada a rever a tarifa para que o consumidor receba algum benefício pela extinção do Fundo
RGR. De acordo com a Lei No 12.783, as concessões de distribuição, concessões de transmissão concedidas após 12 de setembro de
2012 e todas as concessões de geração e transmissão renovadas não são obrigadas a pagar encargos RGR a partir de 1o de janeiro de
2013. Após a promulgação da Lei no 12.783, os fundos da Conta CDE são agora os fundos principais da Conta CCC. Os custos de
geração do sistema isolado são parcialmente cobertos pela Conta CCC.
Fundo de Uso Público
O governo brasileiro impôs uma taxa aos Produtores Independentes de Energia sobre recursos hídricos, com exceção das Pequenas
Centrais Hidrelétricas, de forma semelhante à taxa cobrada de empresas do setor público com relação ao Fundo RGR. Os Produtores
Independentes de Energia são obrigados a fazer contribuições para o Fundo de Uso de Bem Público (o Fundo de Uso Público ou
Fundo UBP) de acordo com as normas do processo de licitação correspondente para a outorga de concessões. Recebemos pagamentos
do Fundo UBP até 31 de dezembro de 2002. Todos os pagamentos ao Fundo UBP desde 31 de dezembro de 2002 são pagos
diretamente ao Governo Brasileiro.
Conta de Consumo de Combustível
As companhias de distribuição e empresas de geração que vendem diretamente ao consumidor final devem contribuir para a Conta de
Consumo de Combustível (ou CCC). A CCC foi criada em 1973 para gerar reservas financeiras para cobrir os custos elevados
associados ao aumento do uso de usinas termelétricas, no caso de escassez de chuvas, considerando os custos operacionais marginais
mais elevados das usinas termelétricas com relação a usinas hidrelétricas. Em fevereiro de 1998, o Governo Brasileiro previa a
eliminação gradual da CCC. Os subsídios da CCC foram extintos durante um período de três anos, com início em 2003 para usinas
termelétricas construídas antes de fevereiro de 1998 e pertencentes ao Sistema Interligado Nacional. As usinas termelétricas
construídas após esta data não terão direito aos subsídios da CCC. Em abril de 2002, o Governo Brasileiro estabeleceu que os
subsídios da CCC continuariam sendo pagos às usinas termelétricas localizadas em regiões isoladas por um período de 20 anos, a fim
de promover a geração de energia elétrica nessas regiões.
87
A Lei No 13.299 de 26 de junho de 2016 alterou a fórmula de cálculo da Conta CCC com relação ao Sistema Isolado, anteriormente
fornecida pela Lei No 12.111, datada de dezembro de 2009. De acordo com a Lei Nº 12.111, o valor do reembolso através da CCC é
equivalente ao custo total da geração, menos a quantidade total de energia utilizada pelo agente, ao preço da energia unitária média
determinado em leilões do sistema Interligado. A lei determinou que as taxas do setor de energia deveriam estar inclusas no cálculo do
custo médio da energia no Mercado Regulamentado. A Lei No 13.299, por sua vez, estabelece a exclusão das taxas relacionadas ao
preço médio de energia a partir de 1o de janeiro de 2017 a 31 de dezembro de 2020, aumentando o valor a ser reembolsado aos
distribuidores de energia no Sistema Isolado. A cada ano, de janeiro de 2021 a dezembro 2034, 1/15 dos honorários do setor de
energia será adicionado ao preço médio de energia até 2035, quando a totalidade das taxas será devidamente incorporada no preço
novamente.
No entanto, a Lei No 12.783 extinguiu o rateio do benefício da redução dos custos relacionados ao consumo de combustível dentro de
geração de energia elétrica.
Conta de Desenvolvimento Energético
Em 2002, o Governo Brasileiro instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético (ou CDE), a qual é financiada através de pagamentos
anuais efetuados pelas concessionárias pelo uso de ativos públicos, multas e multas impostas pela ANEEL e, desde 2003, às taxas
anuais a serem pagas pelos agentes oferecendo energia elétrica aos consumidores finais, por meio de um encargo a ser acrescido às
tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Essas taxas são ajustadas anualmente. A Conta CDE foi criada para
apoiar: (i) o desenvolvimento da produção de eletricidade em todo o país; (ii) a produção de eletricidade por fontes alternativas de
energia; e (iii) a universalização dos serviços de energia em todo o Brasil. A Conta CDE estará vigente por 25 anos e será
regulamentada pela ANEEL e, a partir de maio de 2017, a Conta CDE será administrada pela CCEE, nos termos da Lei nº 13.360.
A Lei do Setor Elétrico estabelece que a falta de pagamento da contribuição para o Fundo RGR, ao Proinfa, à Conta CDE, à Conta
CCC, ou dos pagamentos devidos em virtude da compra de eletricidade no Mercado Regulamentado ou de Itaipu impede que a parte
inadimplente receba um reajuste tarifário (com exceção de uma revisão extraordinária) ou receba recursos decorrentes do Fundo RGR,
da CDE ou das Contas CCC.
Mecanismo de Realocação de Energia
O Mecanismo de Realocação de Energia oferece proteção financeira contra riscos hidrológicos para hidrogeradores de acordo com as
regras de comercialização de energia em vigor, para mitigar os riscos hidrológicos compartilhados que afetem os geradores e garantam
o uso otimizado dos recursos hidrelétricos do Sistema de Energia Interligada.
O mecanismo garante que todos os geradores que dele participam serão capazes de vender a quantidade de eletricidade que tiverem
contratado para vender de acordo com contratos de longo prazo, conforme determinado pela ANEEL, a qual denominados
“eletricidade garantida”, independentemente da sua real produção de eletricidade, desde que as usinas participantes do mecanismo,
como um todo, tenham gerado eletricidade suficiente. Em outras palavras, o mecanismo realoca eletricidade, transferindo a
eletricidade excedente dos geradores cuja geração tiver sido superior à sua eletricidade garantida, para aqueles cuja geração foi inferior
à energia garantida. O despacho efetivo de geração é determinado pelo ONS, que considera a demanda de eletricidade em todo o país,
as condições hidrológicas do Sistema de Emergia Interligado e as limitações de transmissão.
O reembolso dos custos de geração da eletricidade realocada é fornecido para compensar os geradores que transferem a eletricidade
para o sistema excedente à sua eletricidade garantida. Os geradores são reembolsados pelos seus custos variáveis operacionais (exceto
combustível) e pelos custos de utilização da água. Os custos totais da eletricidade transferida (de todos os geradores que fornecem
energia elétrica para o mecanismo de transferência de energia) são então combinados e pagos pelos geradores que recebem
eletricidade do mecanismo.
O mecanismo inclui todas as usinas hidrelétricas sujeitas ao despacho centralizado do ONS, pequenas centrais hidrelétricas que optam
por participar do mecanismo e usinas de energia térmica com despacho centralizado, incluídas nos Contratos Iniciais e cujos custos de
combustível são subsidiados pela Conta de Consumo de Combustível. Desde 2003, as usinas da Conta de Consumo de Combustível
apenas participaram parcialmente do mecanismo, devido à redução gradual do subsídio.
Taxa de Supervisão dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE
A ANEEL também aplica a Taxa de Supervisão dos Serviços de Energia Elétrica (ou TFSEE), a qual é uma taxa de fiscalização dos
agentes de serviço e das concessionárias de energia elétrica de acordo com a Lei No 9.427, de 26 de dezembro de 1996, conforme
alterada pela Lei No 12.111, de 9 de dezembro de 2009, e da Lei No 12.783. A TFSEE é cobrada à taxa de 0,4% do benefício
econômico anual publicado pelo agente ou concessionária. O benefício econômico é determinado com base na capacidade instalada
das concessionárias de geração e transmissão autorizadas ou no rendimento anual de vendas anunciado pelas concessionárias de
distribuição. Essa taxa é cobrada pela ANEEL em doze prestações mensais.
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Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos (CFURH)
Os Estados, o Distrito Federal e municípios, bem como todos os órgãos da administração pública federais diretos recebem uma
compensação financeira da geração de empresas para uso de recursos hídricos e perda de terras produtivas devido à inundação da área
para a construção e geração de energia elétrica. A CFURH se baseia na produção de energia e efetuou o pagamento aos estados e
municípios nos quais a usina ou o reservatório está situado. A ANEEL é responsável pela cobrança e administração dessa taxa. Esse
encargo não é cobrado em pequenas centrais hidrelétricas, já que essas são isentas dessa exigência.
Encargo de Capacidade de Emergência (ECE)
O ECE foi criado conforme previsto no Artigo 1ºda Lei No 10.438, de 26 de abril de 2002, conforme alterada pela Lei No 12.212, de
20 de janeiro de 2010. Esse é tributado de forma proporcional ao consumo total individual final de todos os consumidores atendidos
pelo Sistema de Energia Interligado e classificado como um encargo tarifário específico. A ANEEL determinou que a sua base seria o
custo da capacidade de geração de contratação ou voltagem estimada pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial
(CBEE ou) em um determinado ano.
Racionamento
A Lei do Setor Elétrico estabelece que, em uma situação na qual o Governo Brasileiro decretar uma redução obrigatória do consumo
de energia elétrica em uma determinada região, todos os contratos de quantidade de energia no Mercado Regulamentado, registrados
dentro do CCEE nos quais o comprador está localizado, deverão ter os seus volumes ajustados na mesma proporção da redução do
consumo.
Efeitos da Nova Lei de Falências em Nós
Em 9 de fevereiro de 2005, o governo brasileiro promulgou a Lei No 11.101, ou a Nova Lei de Falências. A Nova Lei de Falências,
a qual entrou em vigor em 9 de junho de 2005, regulamenta a recuperação judicial, a recuperação extrajudicial e os processos de
liquidação, e substitui o processo judicial de reestruturação da dívida conhecido como concordata (reestruturação) para recuperação
judicial e recuperação extrajudicial. A Nova Lei de Falências prevê que as suas disposições não se aplicam às empresas estatais e de
capital misto. No entanto, a Constituição Federal brasileira estabelece que as empresas de economia mista, assim como a Eletrobrás,
que operam um negócio comercial, estarão sujeitas ao regime jurídico aplicável às empresas privadas em matéria de direito civil,
comercial, trabalhista e questões fiscais. Portanto, não está claro se ou não as provisões relacionadas à recuperação judicial e
extrajudicial, e aos processos de liquidação da Nova Lei de Falências seria aplicável a nós.
Recuperação Judicial
A fim de solicitar uma recuperação judicial, o devedor deve cumprir as seguintes exigências: (i) conduzir os seus negócios de forma
regular há mais de dois anos; (ii) não ser falido (ou, caso o devedor tenha ido à falência no passado, então todas as obrigações dele
decorrentes deverão ter sido declaradas extintas por sentença inapelável); (iii) não ter sido recebido uma recuperação judicial ou
recuperação judicial especial nos cinco ou oito anos anteriores ao seu pedido, respectivamente; e (iv) não ter sido condenado por
(ou não ter um sócio controlador ou gerente que tenha sido condenado por) um crime de falência. Todas as demandas existentes na
época do pedido de recuperação judicial estão sujeitas a esse procedimento (incluindo as demandas potenciais), exceto as demandas
das autoridades fiscais, de credores atuando como proprietários fiduciários de propriedades reais ou pessoais, de locadores,
proprietários ou vendedores comprometidos de bens imóveis, inclusive para os desenvolvimentos imobiliários, ou proprietários de
acordo com contratos de venda com reserva de propriedade (parágrafo 3 do Artigo 49 da Nova Lei de Falências). A recuperação
judicial pode ser implementada por meio de uma ou mais das seguintes operações, entre outras (i) concessão de prazos e condições
especiais para pagamento das obrigações do devedor; (ii) cisão, fusão, transformação da Empresa, incorporação de uma subsidiária
integral ou a cessão de quotas ou ações; (iii) transferência de controle societário; (iv) a substituição parcial ou total da gestão do
devedor, bem como a concessão aos seus credores do direito de nomear independentemente membros da administração e o poder de
veto; (v) aumento de capital; (vi) leasing das suas instalações; (vii) redução dos salários, compensação de horas e redução da jornada
de trabalho, por meio de negociação coletiva; (viii) pagamento em espécie ou renovação das dívidas do devedor; (ix) criação de uma
empresa composta por credores; (x) venda parcial de ativos; (xi) equalização de encargos financeiros do devedor; (xii) constituição de
um usufruto sobre a empresa; (xiii) gestão compartilhada da empresa; (xiv) emissão de valores mobiliários; e (xv) a criação de uma
Empresa de propósito especial para fins de recebimento de bens do devedor.
No entanto, nos termos da Lei No 12.767/2012, as concessionárias de energia já não podem iniciar os procedimentos de recuperação
extrajudicial ou judicial até a expiração das suas concessões.
Recuperação Extrajudicial
A Nova Lei de Falências ainda criou o mecanismo de recuperação extrajudicial, por meio do qual um devedor que cumpre as exigências
de recuperação judicial (conforme esboçadas acima) pode propor e negociar com os seus credores um plano de recuperação extrajudicial,
o qual deverá ser enviado ao tribunal para aprovação. Uma vez aprovado, esse plano constituirá um meio de execução válido.
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A recuperação não é aplicável, contudo, a quaisquer reivindicações relacionadas à mão-de-obra ou acidentes relacionados ao local de
trabalho, bem como a quaisquer demandas excluídas da recuperação judicial. Além disso, os pedidos de aprovação do tribunal de um
plano de recuperação extrajudicial não imporão uma moratória sobre os direitos, ações e processos de execução de credores não
sujeitos a esse plano, e esses credores ainda poderão pedir a falência do devedor.
Conforme mencionado acima, as concessionárias de energia não podem mais iniciar processos de recuperação judicial ou
extrajudicial até que as suas concessões expirem.
Liquidação A Nova Lei de Falências mudou a ordem na qual as demandas são classificadas no contexto dos processos de liquidação, com a
seguinte ordem, a qual é definida em ordem de prioridade: (i) ações trabalhistas em geral (limitadas a um valor máximo de 150 vezes
o salário mínimo brasileiro mensal por credor) e ações trabalhistas relacionadas à indenização por acidentes no local de trabalho; (ii)
créditos de credores garantidos (limitados ao valor da garantia); (iii) reivindicações fiscais (exceto multas fiscais); (iv) reivindicações
pessoais com privilégios especiais (conforme definido nos outros estatutos); (v) reivindicações pessoais com privilégios gerais (entre
outros, credores não garantidos que tenham fornecido bens ou prestado serviços para o devedor durante a recuperação judicial e os
credores que estiverem assim definidos nos outros estatutos); (vi) créditos não garantidos (credores não estabelecidos nos itens
anteriores, credores trabalhistas cujas ações ultrapassem o limite mínimo de salários mensais de 150, e credores cujos créditos
excederem o valor das respectivas garantias); (vii) multas contratuais e multas decorrentes da desobediência dos estatutos; e (viii)
dívidas subordinadas (conforme previsto por lei ou em um acordo, e os credores que forem sócios ou gerentes da empresa devedora,
porém não no contexto de uma relação trabalhista). A Nova Lei de Falências estabelece que apenas um credor reivindicando um valor
excedente a 40 vezes o salário mínimo mensal brasileiro pode iniciar um processo de liquidação. No entanto, é permitido para os
credores iniciarem uma ação de classe, a fim de cumprir o valor mínimo mencionado acima. A Nova Lei de falências se estende
também (i) ao período de tempo em que o devedor deve apresentar a sua defesa com relação a um pedido de sua falência de 24 horas a
dez dias, e (ii) ao período de suspensão durante o qual nenhum ativo poderá ser vendido ou liquidado, de 60 a 90 dias (a partir da data
de apresentação do pedido de falência, do pedido de recuperação judicial ou da data do primeiro protesto de uma nota devido à sua
falta de pagamento pela empresa).
Os Efeitos da Lei de Sociedades de Economia Mista em Nós
A Lei 13.303 de 30 de junho de 2016 dispõe sobre o estatuto jurídico da empresa pública, da Empresa de economia mista e de suas
controladas, regulando o Artigo 173 da Constituição da República de 1988 (“Lei das Empresas Estatais”).
O objeto da Lei das Empresas Estatais está vinculado às regras de governança que se tornaram aplicáveis a empresas públicas e
sociedades de economia mista que são agora obrigadas a adotar padrões mais elevados de divulgação de informações técnicas e
financeiras e a observar alguns critérios especificados para a nomeação de seus administradores e executivos.
Entre os novos critérios estabelecidos pela Lei, há dois destaques: o mandatário deverá ter formação acadêmica e experiência prévia
nas áreas relacionadas à atividade da empresa pública em que atuar; é vedado nomear membros de partidos políticos ou membros do
poder legislativo, e terceiros a eles vinculados.
Além disso, a lei fortalece toda a estrutura de governança e controles internos e externos das empresas estatais e empresas controladas
pelo governo, estabelecendo a obrigação de divulgação periódica pública de relatórios técnicos e financeiros, a manutenção de um
comitê estatutário independente de auditoria interna, e o envio obrigatório para auditoria externa por empresas de auditoria
independentes, bem como pelos órgãos de fiscalização da administração pública, como os Tribunais de Contas Federal, Estadual e
Municipal.
Foi ainda definida pela Lei das Empresas Estatais a função social das empresas públicas e das sociedades de economia mista, que
consiste em promover os interesses públicos atinentes a suas atividades, as quais deverão ser orientadas por uma gestão econômica
eficiente e pela gestão racional de recursos que garanta o crescimento econômico sustentável, visando aumentar o acesso pelos
consumidores a bens e serviços fornecidos pela empresa, ao desenvolvimento de tecnologias domésticas a fim de melhorar os
produtos e a prestação dos serviços e promover práticas sociais e ambientais sustentáveis, sempre de forma economicamente
justificada.
Além disso, a Lei de Empresas Estatais estabelece regras sobre licitações públicas para a contratação e execução de contratos por
empresas públicas, com o objetivo de aumentar a transparência e a efetividade dos controles interno e externo relacionados com a
adequabilidade dos processos.
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Embora a norma tenha entrado em vigor imediatamente após a sua publicação, as empresas controladas pelo governo ou estatais
possuem até 24 (vinte e quatro) meses para se adaptar às novas exigências legais.
Acerca da Eletrobras, muitas das exigências estabelecidas na Lei das Empresas Estatais relacionadas com a divulgação de relatórios
técnicos e financeiros, bem como à composição de controle interno e de auditoria, são atendidas pela empresa e estarão sujeitas à
revisão pelo Conselho de Administração a fim de reforçar e melhorar nossa composição de governança, a qual já poderia ser vista na
última eleição do Conselho, que cumpriu todos os critérios para nomeação de membros e o percentual de participação de membros
autônomos estabelecido pela norma.
Outros ajustes serão promovidos por nós no prazo estabelecido pela lei para a adequação das empresas públicas às novas exigências.
C. Estrutura Operacional
Em 31 de dezembro de 2016, nossas atividades de geração, transmissão e distribuição eram desenvolvidas no Brasil por meio das
13 (treze) controladas regionais, Itaipu e 178 SPEs e participações minoritárias em 25 empresas:
Itaipu, uma usina em que a Eletrobras e uma entidade governamental paraguaia (ANDE) detêm, cada, uma participação de
50,0%, e que é uma das maiores hidrelétricas do mundo em volume de energia elétrica gerada;
Furnas, que desenvolve atividades de geração e transmissão no sudeste e parte do centro-oeste do Brasil;
Chesf, que desenvolve atividades de geração e transmissão na região Nordeste do Brasil;
Eletronorte, que desenvolve atividades de geração, transmissão e distribuição no norte e parte do centro-oeste do Brasil;
Eletronuclear, que possui e opera duas usinas nucleares, Angra I e Angra II, e está construindo uma terceira, Angra III;
Amazonas D, que desenvolve atividades de distribuição no Estado do Amazonas. A Amazonas Energia opera em uma área
que era atendida, até março de 2008, pela Ceam, que era detida diretamente por nós, mas não mais existe como uma
empresa operacional;
Amazonas GT: que desenvolve atividades de geração e transmissão no Estado do Amazonas;
Eletrosul, que desenvolve atividades de transmissão no Estado de Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Mato Grosso do Sul
e Paraná;
CEPISA, que desenvolve atividades de distribuição no Estado do Piauí;
CEAL, que desenvolve atividades de distribuição no Estado de Alagoas;
CERON, que desenvolve atividades de distribuição no Estado de Rondônia;
Boa Vista Energia, que desenvolve atividades de distribuição no Estado de Roraima;
CGTEE, que possui e opera usinas termelétricas na região sul do Brasil; e
Eletroacre, que desenvolve atividades de distribuição no Estado do Acre.
Em 14 de fevereiro de 2017, vendemos nossa participação na Celg-D.
Também somos a principal patrocinadora do Cepel, o maior centro de pesquisa tecnológica e desenvolvimento no setor elétrico na
América Latina.
Além disso, também detemos participação majoritária na Eletrobras Eletropar, uma empresa holding que detém participações
minoritárias nas seguintes distribuidoras brasileiras: (i) AES Eletropaulo Metropolitana de Eletricidade de São Paulo S.A - AES
Eletropaulo; (ii) Energias do Brasil S.A. - Energias do Brasil; (iii) Empresa de Transmissão de Energia Elétrica Paulista - CTEEP;
(iv) Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. - EMAE; e (v) Empresa Piratininga de Força e Luz - CPFL. A Eletropar também
detém participação majoritária na Eletronet S.A.
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O organograma a seguir mostra nossa estrutura acionária e de nossas controladas de forma resumida na data do presente relatório
anual (também detemos participações minoritárias em 25 empresas de serviços públicos estaduais em todo o Brasil, que não estão
indicadas neste organograma):
Em 2016, não participamos do aumento de capital da Energisa S.A. e da Energisa Mato Grosso-Distribuidora de Energia S.A., o que
significa que nossa participação foi reduzida e atualmente possuímos 2,31% e 22,01%, respectivamente, do capital social dessas
empresas.
Em 30 de novembro de 2016 ocorreu o Leilão de Privatização da CELG-D, pelo qual a CELG-D foi adquirida pela Enel Brasil SA por
um valor total de R$ 2,19 bilhões, com um prêmio de 28% em relação ao preço mínimo aprovado pela nossa 166ª Assembleia Geral
Extraordinária. Em 14 de fevereiro de 2017, celebramos um contrato de venda da CELG-D e recebemos aproximadamente
R$ 1,07 bilhão da Enel Brasil S.A. pela nossa participação total e, na primeira oferta, aproximadamente R$ 0,5 milhão dos
funcionários da CELG-D, que decidiram exercer o direito de compra de participação da CELG-D. A segunda oferta aos funcionários
ainda está pendente, assim como a liquidação do restante, e no final do processo receberemos R$ 1,14 bilhão.
Em 2016, subscrevemos novas ações da CTEEP e da AES Tietê Energia SA, tendo desembolsado R$ 81,5 milhões e R$ 12,2 milhões,
respectivamente, para não diluir nossa participação em relação à participação total destas empresas, que é de 35,4% e 7,94%,
respectivamente.
Efetuamos contribuições de capital para a SPE Norte Energia, proporcionalmente à nossa participação de 15%, que totalizou
R$ 600 milhões em 2016. Nossas controladas, a Chesf e a Eletronorte, efetuaram contribuições na mesma SPE no montante total de
R$ 1.399,2 milhões referentes às suas participações.
Em 2016, autorizamos a Centrales Hidroeléctricas de CentroAmérica S.A. (CHC) a vender seu total de ações da Centrales
Hidroeléctricas de Nicarágua SA (CHN) por US$ 44,2 milhões. A Empresa detinha uma participação de 50% na empresa e, por meio
de um processo de recompra de ações, nós já tínhamos recebido um valor líquido de US$ 20,5 milhões. A CHC ainda está em
processo de liquidação, por isso ainda aparece em nossa estrutura corporativa.
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Ainda temos participação em 175 SPEs no Brasil, das quais 137 são empresas de geração e 41 são empresas de transmissão, a maioria
com participação de até 49% do capital social e outras três parcerias com SPEs estrangeiras, bem como participações minoritárias em
25 empresas de eletricidade.
D. Propriedade, Usinas e Equipamentos
Nosso ativos imobilizados consiste em usinas de geração hidrelétrica e redes de transmissão situadas em todo o Brasil. O valor
contábil de nosso imobilizado em 31 de dezembro de 2016, 31 de dezembro de 2015 e 31 de dezembro de 2014 foi de
R$ 26.813 milhões, R$ 29.547 milhões e R$ 31.168 milhões, respectivamente. Como resultado da atual grande capacidade de energia
hidrelétrica ainda disponível no Brasil, acreditamos que a energia hidrelétrica continuará exercendo um papel relevante contribuindo
para o crescimento no consumo de energia elétrica.
E. Conformidade
De acordo com nosso Código de Ética e Conduta, não toleramos corrupção ou quaisquer outras práticas comerciais ilegais de nossos
funcionários, contratados ou fornecedores e, por conseguinte, temos tomado às iniciativas de governança corporativa e conformidade
descritas neste relatório anual.
Para solucionar as deficiências materiais identificadas pela nossa equipe de conformidade, estamos monitorando e aprimorando
constantemente nosso programa de conformidade, de acordo com as práticas recomendadas estabelecidas pelos requisitos da FCPA
e da Lei Anticorrupção Brasileira. Além disso, durante 2015 e 2016, fizemos melhorias substanciais em nosso programa de
conformidade para aumentar seu desempenho e confiabilidade, como a criação do “Programa de Conformidade Eletrobras
5 Dimensões”.
O “Programa de Conformidade Eletrobras 5 Dimensões” é um plano corporativo que estamos desenvolvendo e implementando a fim
de cumprir os padrões, leis e regulamentos de governança corporativa, incluindo a Lei norte-americana Sarbanes-Oxley de 2002, ao
FCPA, a Lei Anticorrupção brasileira, a Lei de Empresas Controladas Pelo Governo (Lei No 13.303/2016), as normas e diretrizes
emitidas pela SEC, pela CVM, pelo Instituto Brasileiro de Governança Corporativa (IBGC) e pelo OCDE, entre outros. Um resumo
das nossas fraquezas substanciais e do programa de correção está discutido no Item 15 deste relatório anual.
O “Programa Eletrobras 5 Dimensões” também é baseado nas diretrizes propostas pelo COSO (Comitê de Organizações
Patrocinadoras da Comissão Treadway) e pelo Ministério da Transparência Fiscalização e Controle (CGU) para a implementação do
programa de conformidade em empresas estatais.
A estrutura do “Programa de Conformidade Eletrobras 5 Dimensões” baseia-se em cinco elementos que constituem a base para o
desenvolvimento de uma cultura de integridade dentro da empresa, conforme demonstrado na seguinte imagem:
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Cada elemento do “Programa de Conformidade Eletrobras 5 Dimensões” tem um conjunto de atividades com características
diferentes, incluindo:
1. Desenvolvimento do Ambiente de Gestão para o Programa de Conformidade - O comprometimento da alta administração e gestores
em promover uma cultura de conformidade com as leis anticorrupção - começando no topo e fornecendo treinamento regular para
nossos funcionários e fornecedores. Além de realizar uma Investigação Interna conforme descrito abaixo, substituímos todo o nosso
Conselho de Administração, contratamos um novo Diretor Presidente, criamos e ocupamos um cargo de Diretor Executivo para um
Diretor de Conformidade e Gestão de Riscos, e trabalhamos com nosso Departamento de Conformidade independente para ajudar a
coordenar as atividades de conformidade com nossas controladas. O Diretor de Conformidade e Gestão de Riscos supervisiona a
implementação do programa 5 Dimensões e mantém contato semanalmente com os gestores de conformidade de cada subsidiária.
2. Análise Periódica da Matriz de Riscos - Identificamos e avaliamos o risco de certos eventos, especialmente o risco de fraude e
corrupção em nossas operações, de forma que as ações do “Programa de Conformidade Eletrobras 5 Dimensões” permaneçam focadas
nos itens mais relevantes para nós. Para atingir esse objetivo, monitoramos constantemente nosso programa de conformidade para
identificar pontos de melhoria e fornecemos uma linha direta anônima para que funcionários e prestadores de serviços relatem
qualquer atividade ilegal ou suspeita sem o medo de retaliação.
3. Estrutura e implementação de políticas e procedimentos de nosso programa de conformidade - Estamos revisando e implementando
certas políticas e procedimentos para sanar deficiências materiais relacionadas aos controles de conformidade e cumprir com a nova
legislação e requisitos dos reguladores, tais como: estabelecimento de um código de ética, regras de contratação e doações, regras de
nomeação de conselheiros e diretores, manual de SPE para orientar a decisão do conselho de administração, entre outros. Além disso,
estamos atualmente revisando o processo de recebimento, tratamento e atendimento de reclamações, com o objetivo de melhorar a
eficácia do nosso programa de denunciantes, além de contratar um canal especializado de terceiros e estabelecer políticas para as
consequências. No que diz respeito ao relacionamento com terceiros, implementamos provisão contratual e atualmente estamos
estruturando e implementando formulários, declarações e outros procedimentos de diligência devida para grandes grupos
terceirizados.
4. Comunicação e Treinamento Eficazes - Em 2016, realizamos treinamentos que abordaram tendências, perspectivas e desafios de
conformidade, delinearam as disposições relevantes das leis antissuborno aplicáveis e seus efeitos sobre nós, conforme descrito no
“Programa de Conformidade Eletrobras 5 Dimensões”. O treinamento foi dirigido principalmente aos profissionais que têm maior
exposição a riscos de corrupção, como indivíduos de nossas atividades de compras, joint-venture e doações. Também criamos um
e-learning sobre ética e conformidade para todos os nossos funcionários, que foi visto por 17.563 profissionais (ou 74% da nossa força
de trabalho) e recebeu avaliações positivas de 86% desses participantes.
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5. Monitoramento do programa, aplicação de medidas corretivas e penalidades - Estamos implementando os procedimentos
recomendados da equipe que conduziu a Investigação Independente, além de tomar medidas relacionadas com os resultados da
Investigação Independente (contrato com fornecedores e suspensão e/ou rescisão de funcionários). Também criamos o nosso próprio
canal de denúncias que garante o anonimato e confidencialidade dos denunciantes e de outras comunicações internos. O canal é gerido
pela Ouvidoria e as queixas são tratadas por diferentes comissões, dependendo da sua natureza. Os relatórios mensais de queixas de
gestão e como são tratadas são emitidos e submetidos ao Conselho Fiscal (adaptado às funções do Comitê de Auditoria).
Investigação Independente
Como resposta às alegações de atividades ilegais que apareceram na mídia em 2015 relativas a empresas que prestam serviços à nossa
subsidiária Eletronuclear (especificamente, em relação à usina nuclear de Angra III) e a determinadas SPEs nas quais temos
participação minoritária, nosso Conselho de Administração, embora não seja obrigado a fazê-lo, contratou o escritório de advocacia
Hogan Lovells US LLP para realizar a Investigação Independente.
A Investigação Independente foi supervisionada por uma comissão que foi criada, em 31 de julho de 2015, pelo nosso Conselho de
Administração. Esta comissão era composta pela Sra. Ellen Gracie Northfleet, juíza aposentada do Supremo Tribunal Federal, Sr.
Durval José Soledade Santos, ex-diretor da CVM, e pelo Engenheiro Sr. Manoel Jeremias Leite Caldas. O Sr. Manuel Jeremias Leite
Caldas deixou de ser membro da Comissão Independente e o Sr. Júlio Sergio Cardozo, conhecido especialista em contabilidade,
o substituirá.
Em 29 de abril de 2015, a Polícia Federal iniciou a “Operação Radioatividade” como parte da investigação da Lava Jato, que resultou
na prisão do ex-diretor de nossa subsidiária Eletronuclear. Esse ex-diretor foi condenado a 43 anos de prisão pelo juiz da 7ª Vara
Criminal Federal, por corrupção passiva, lavagem de dinheiro, obstrução de justiça, evasão fiscal e participação em organização
criminosa. Em 6 de julho de 2016, a Polícia Federal iniciou a “Operação Pripyat”, na qual a Polícia Federal entregou mandados de
captura emitidos pelo juiz da 7ª Vara Federal do Distrito do Rio de Janeiro contra os ex-diretores da Eletronuclear, os diretores que já
haviam sido suspensos pelo nosso Conselho de Administração, bem como outras por outras partes. As acusações formais de
corrupção, lavagem de dinheiro e obstrução de justiça foram instauradas contra esses ex-diretores pelo Ministério Público Federal em
27 de julho de 2016. Em 7 de abril de 2017, a 7ª Vara Federal do estado do Rio de Janeiro revogou a sentença de prisão preventiva
contra estes agentes com base no fato de eles terem desempenhado um papel pequeno em qualquer possível esquema de corrupção.
Estamos está auxiliando a ação nesses processos penais.
A equipe de Investigação Independente concluiu a primeira fase da investigação destinada a identificar possíveis atividades ilegais que
poderiam ter um impacto em nossas demonstrações financeiras consolidadas. Como parte dessa primeira fase, a Investigação
Independente descobriu sobretaxas relacionadas a ofertas fraudulentas decorrentes de cartéis e subornos que seriam pagos por meio de
contratados e fornecedores desde 2008. Os impactos financeiros desses achados são apresentados neste relatório nos resultados dos
exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e 31 de dezembro de 2015.
Nós prosseguimos com a implementação de procedimentos de conformidade após a conclusão da Investigação Independente. Como
parte da continuação da Investigação Independente, estamos monitorando os acordos de delação premiada que são tornados públicos,
bem como outras informações publicadas pela imprensa e quaisquer outros desenvolvimentos na investigação da Lava Jato.
Nós, a Hogan Lovells e a Comissão Independente, estamos acompanhando de perto as investigações oficiais e cooperando com
autoridades brasileiras e dos Estados Unidos, incluindo Justiça Federal; MPF; CVM; CADE, TCU, DoJ e SEC, entre outros, e
respondemos aos pedidos de informações e documentos dessas autoridades. Em janeiro de 2017, assinamos contratos de tolling com a
SEC e DoJ, concordando em estender o estatuto de limitações em relação a eventuais violações.
Revisamos também contratos relevantes e fornecedores identificados que tiveram seus contratos encerrados por participação na Lava
Jato, e iniciamos as medidas administrativas aplicáveis para suspender ou rescindir, quando aplicável, seus contratos de trabalho com
a Eletrobras. Em abril de 2017, em decorrência dos acordos de delação premiada celebrados pelos executivos do grande conglomerado
brasileiro de construção Odebrecht, o Supremo Tribunal Federal solicitou que fossem iniciadas investigações para investigar a conduta
dos políticos a que se referiam esses acordos. Outras investigações oficiais podem ser iniciadas contra indivíduos que estão sujeitos à
jurisdição dos tribunais inferiores.
Certas alegações de possíveis atos ilegais foram tornadas públicas em abril de 2017 no âmbito do projeto Santo Antônio, no qual
temos participação minoritária indireta através de nossa subsidiária Furnas.
A Hogan Lovells, sob a supervisão direta do Comitê Independente, continua a monitorar os acordos de delação premiada tornados
públicos, bem como outras informações publicadas pela imprensa e o desenvolvimento na investigação da Lava Jato. Nossa
administração acredita que as alegações relacionadas ao projeto de Santo Antônio, tornadas públicas até agora, não impactarão
materialmente as nossas demonstrações financeiras consolidadas, uma vez que reconhecemos uma perda por impairment de acordo
com a IAS 36 - Impairment de Ativos em montante suficiente para cobrir os valores alegados.
95
Como resultado da Investigação Independente, efetuamos os ajustes necessários às nossas demonstrações financeiras de e para os
exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e 2015. Para determinar o impacto financeiro a ser reconhecido em nossas
demonstrações financeiras consolidadas, a administração levou em consideração as conclusões alcançadas e resultados identificados
pela Investigação Independente e as conclusões alcançadas e resultados identificados até o presente pela investigação da Lava Jato em
andamento.
Em janeiro de 2017, nosso Conselho de Administração nos autorizou a celebrar um contrato de tolling com as autoridades dos EUA,
estendendo o prazo de prescrição para eventuais violações. A adesão a esses contratos mostra que temos cooperado e agido de boa-fé
com as autoridades dos EUA.
Além disso, tomamos as seguintes medidas:
Buscar indenização por parte de contratados e pessoas físicas que nos causaram danos, seja por corrupção ativa, pagamentos de
vantagens indevidas a executivos de nossas controladas, seja por cobrança de sobretaxa aos trabalhos realizados por nossas
controladas. Estamos também analisando medidas para buscar danos e responsabilizar nossos ex-executivos que foram condenados
sob as operações Radioatividade e Pripyat.
A implementação do “Programa de Conformidade Eletrobras 5 Dimensões”, que inclui a elaboração, revisão, implementação e
treinamento de nossos funcionários e fornecedores em nossas políticas e procedimentos, especialmente aqueles relacionados à gestão
de fornecedores, riscos de corrupção e análise de reclamações.
Atualização do nosso Código de Ética e Conduta.
Analisar o cumprimento dos requisitos estatutários das empresas estatais (Lei nº 13303/2016) e implementar procedimentos, como
verificação de antecedentes de todos os nossos potenciais diretores, agentes e membros do Conselho Fiscal, bem como de nossas
controladas e das SPEs em que eles, ou nós, investimos.
Treinamento regular e específico para certos membros-alvo do nosso pessoal que estão mais expostos ao risco de corrupção.
E-learning de ética e integridade para todos os funcionários, incluindo diretores.
Adoção de procedimentos para a contratação de um canal de denúncias independente. Ao implementar o canal independente de
denúncias, unificaremos a gestão e a análise de denúncias para todas as nossas empresas, conforme aprovado pelo nosso Conselho de
Administração.
ITEM 4A. COMENTÁRIOS NÃO RESOLVIDOS DE FUNCIONÁRIOS
Não aplicável
ITEM 5. REVISÃO OPERACIONAL E FINANCEIRA E PERSPECTIVAS
A discussão a seguir deve ser lida em conjunto com nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas incluídas em outra
parte deste relatório anual.
Visão Geral
De forma direta e através de nossas controladas, estamos envolvidos na geração, transmissão e distribuição de eletricidade no
Brasil. Nossa receita é proveniente principalmente:
da geração de eletricidade através de nossas controladas e sua venda a companhias de distribuição e consumidores livres,
que em 2016, 2015 e 2014 foi responsável por R$ 17.755 milhões, ou 29,23%, R$ 17.849 milhões, ou 54,77%,
R$ 17.348 milhões, ou 57,56% de nossa receita total líquida, respectivamente. Em 2016, dos R$ 17.711 milhões em
receita, R$ 1.626 milhão veio da operação e manutenção e R$ 16.084 milhões vieram da exploração;
96
da transmissão de eletricidade, que em 2016, 2015 e 2014 foi responsável por R$ 33.555 milhões, ou 55,24%,
R$ 5.665 milhões, ou 17,38% e R$ 4.978 milhões, ou 16,52% de nossa receita total líquida, respectivamente. Em 2016,
dos R$ 33.555 milhões em receita, R$ 31.952 milhão veio da operação e manutenção e R$ 1.604 milhões vieram da
exploração; Em 2016, R$ 28,6 bilhões de nossa receita de transmissão são atribuíveis aos pagamentos da RBSE, conforme
descrito em “Principais Fatores que Afetam o Nosso Desempenho Financeiro - Pagamento de RBSE de Transmissão” e
da distribuição de eletricidade a consumidores finais, que em 2016, 2015 e 2014 foi responsável por R$ 11.592 milhões,
ou 19,08%, R$ 11.471 milhões, ou 35,20% e R$ 9.391 milhões, ou 31,16% de nossa receita total líquida, respectivamente.
Os principais fatores determinantes de nosso desempenho financeiro são a demanda por eletricidade (que por sua vez é impactada
pelas condições macroeconômicas e eventos externos tais como o racionamento de energia que ocorreu em 2001 e 2002) e o preço da
eletricidade (que é determinado conforme exposto sob “Item 4.B - A Indústria de Energia Elétrica no Brasil”). Apesar de os níveis de
consumo de eletricidade hoje excederem aqueles que existiam antes da crise que ocorreu em 2001 e 2002, tal crise de energia continua
a impactar nosso reconhecimento de receitas e, por consequência, nossos resultados operacionais.
Principais Fatores que afetam nosso Desempenho Financeiro
Efeitos da Lei 12.783
Em 2012, o Governo Federal promulgou a Medida Provisória nº 579/2012, convertida na Lei nº 12.783, que alterou significativamente
o setor elétrico brasileiro. A lei permitiu aos detentores de concessões para operar ativos de geração e transmissão de energia, cujo
término estava previsto para o período entre 2015 e 2017, renovar tais concessões por um período máximo de 30 anos a contar de 1o
de janeiro de 2013, mas sujeitos a níveis tarifários significativamente menores. Conforme opção outorgada pela lei, a Eletrobras e
outras concessionárias poderiam se sujeitar a processos competitivos para renovar suas concessões de geração e transmissão. A Lei no
12.783 afetou, também, as concessões de distribuição, pela redução de tarifas, e afetou a renovação de tais concessões.
Em 2013, houve uma mudança no regime da estruturação da receita no que tange às concessões de geração e transmissão renovadas,
determinando a aplicação separada dos métodos de exploração e de operação e manutenção, nos termos da Lei no 12.783. Por essas
razões, companhias que renovaram suas concessões de geração e transmissão nos termos da Lei no 12.783 receberam, em 2013,
pagamento de tarifas inferiores com relação aos ativos renovados, em comparação aos valores recebidos antes da vigência da Lei no
12.783. Para a renovação de concessões de geração, há um novo modelo de negócios, no qual a tarifa cobre somente um custo padrão
de operação e manutenção acrescido de uma margem de 10%, em comparação às concessões não renovadas, com relação às quais
a concessionária podia vender a energia gerada.
Nos termos da Lei no 12.783, o Governo Federal concordou em indenizar a Eletrobras e outras concessionárias de energia elétrica pela
parte do valor dos investimentos não amortizados realizados durante o prazo de concessão. Algumas indenizações já foram acordadas
e pagas, enquanto outras foram estimadas para fins da elaboração das demonstrações financeiras, com base em informações
disponíveis para a Eletrobras, ver nota 2.1 (Concessões de Energia Elétrica de Serviço Público) às nossas demonstrações financeiras
consolidadas.
Os acionistas da Eletrobras aprovaram a renovação das concessões de geração e transmissão nos termos da nova lei apesar da perda
não recorrente de R$ 10,09 bilhões em nossos ativos em 31 de dezembro de 2012 e do impacto negativo significativo esperado nas
receitas derivadas de tais concessões nos exercícios subsequentes.
Em relação a concessões de distribuição, em 2015, o Governo Federal promulgou o Decreto no 8.461, que regula os critérios para a
renovação de concessões de distribuição de acordo com a Lei no 12.783. A renovação das concessões de distribuição nos termos do
Decreto nº 8.461 exige que os concessionários atendam a determinados critérios de (i) qualidade dos serviços de distribuição prestados
e (ii) cumprimento de determinados índices financeiros. A Medida Provisória nº 735/2016 estabeleceu a possibilidade de transferir
nossa participação societária nas empresas de distribuição, em que nossas controladas não possuem uma extensão aprovada de suas
concessões, ou que o Governo Federal poderia licitar para as controladas que converteram a Medida Provisória que continua a permitir
essas transferências.
Fator de Rateio de Geração
Ao longo do ano de 2015, os efeitos financeiros do GSF nas empresas de geração que fazem parte do Mecanismo de Realocação de
Energia, ou MRE, foram discutidos.
Houve um amplo debate do setor sobre os efeitos e soluções para o GSF, de um ponto de vista administrativo, regulatório, jurídico e
de negócios. A Lei nº 13.203/2015, de 8 de dezembro de 2015, e a Resolução ANEEL nº 684/2015, de 11 de dezembro de 2015, que
estabeleceu os critérios para aprovação e as condições para renegociação do risco hidrológico, foram promulgadas como resultado da
Medida Provisória nº 688/2015 (que sofreu 78 alterações) e a Audiência Pública ANEEL nº 32/2015.
97
Notamos que, antes da aprovação da Lei nº 13.203/2015, todo risco hidrológico existente era totalmente suportado pelos agentes de
geração hidráulica que eram parte do MRE. Da mesma forma, quando o GSF foi avaliado abaixo de 1.0, ou seja, quando a geração
hidráulica total para as usinas de energia do MRE estava abaixo da Garantia Física total, a diferença era dividida entre todos os
geradores hidráulicos, de acordo com as proporções de suas garantias físicas. Dependendo da situação de contratação de cada gerador
hidráulico, poderia ser necessário adquirir a energia adicional no mercado de curto prazo. Após a aprovação da Lei nº 13.203/2015,
os geradores podem compartilhar o risco hidrológico com os consumidores, através do pagamento de um “prêmio de risco”.
Da mesma forma, quando o GSF foi avaliado abaixo de 1.0, ou seja, quando a geração hidráulica total para as usinas de energia do
MRE estava abaixo da Garantia Física total, a diferença era dividida entre todos os geradores hidráulicos, de acordo com as
proporções de suas garantias físicas. Dependendo da situação de contratação de cada gerador hidráulico, poderia ser necessário
adquirir a energia adicional no mercado de curto prazo. Após a aprovação da Lei nº 13.203/2015, os geradores podem compartilhar
o risco hidrológico com os consumidores, através do pagamento de um “prêmio de risco”.
Nós atuamos nos debates do GSF, especialmente nas discussões relativas ao GSF de Itaipu (tratado pelo Decreto nº 8.401/2015),
durante audiência pública promovida pela ANEEL, nas discussões com a Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia
Elétrica, ou ABRAGE, e em várias reuniões com o MME, e ABRAGE. Além disso, também contribuímos dando início aos
procedimentos com o objetivo de estabelecer um limite ao GSF e remover os efeitos dos inadimplementos na Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica, ou CCEE.
A avaliação de produtos disponíveis no contexto de renegociação do risco hidrológico, tais como aqueles listados na Resolução
nº 684/2015, levou em consideração o seguinte: perfil de marketing da usina para o ambiente de contratação regulada (ACR) e o
ambiente de contratação livre (ACL), estratégia de cobertura de riscos, previsões de encerramento do contrato, simulações de energia,
estudos de Viabilidade Financeira e Econômica (VPL por tipo de produto), análise do impacto contábil, duração dos Contratos de
Concessão, custo do prêmio de risco, análise legal, riscos adicionais relacionados à Contratação de Reservas de Energia, projeções
para o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e alocação de energia secundária, entre outros.
Investimento na CELG-D e em Empresas de Distribuição
Em 26 de setembro de 2014, nossos acionistas aprovaram a aquisição de uma participação de 50,9% na CELG-D. Adquirimos essa
participação na CELG-D em 27 de janeiro de 2015 por R$ 59,5 milhões. Em 14 de fevereiro de 2017, celebramos um contrato de
compra e venda com a Empresa Celg de Participações - CELGPAR e a Enel Brasil S.A. para a venda de nossas ações da CELG-D.
Consolidamos as demonstrações financeiras da CELG-D a partir de 1º de outubro de 2014, 2015 e 2016, mas, em dezembro de 2015
e 2016, contabilizamos a CELG-D como ativos mantidos para venda em nosso balanço patrimonial consolidado e, consequentemente,
limitamos os efeitos a longo prazo da depreciação e amortização desses ativos a partir de 31 de dezembro de 2015.
Durante a Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram as
concessões de seis empresas de distribuição, CEPISA, CEAL, Eletroacre, CERON, Boa Vista Energia e Amazonas D, até 31 de
dezembro de 2017 nós pretendemos transferir o controle dessas empresas de distribuição. Os acionistas também aprovaram que estas
empresas de distribuição respondam pela distribuição de energia pública até 31 de dezembro de 2017 se todos os fundos necessários
para que essas empresas mantenham suas operações em andamento, realizem a manutenção e façam novos investimentos forem
alocados por encargos do consumidor ou fundos do governo. Os acionistas também aprovaram o retorno, a qualquer momento, das
concessões de distribuição ao controle do Governo, se o controle não tiver sido transferido em 31 de dezembro de 2017, ou se o
Governo Federal, a qualquer momento, deixar de alocar recursos para essas companhias ou se a tarifa não representar uma
contrapartida adequada. Se a Eletrobras devolver essas concessões, estarão sujeitas a novas licitações no futuro. Quando
determinarmos as condições para essas transações, nosso segmento de distribuição poderá ser classificado como operações
descontinuadas, com base na IFRS 5. O efeito da extinção das concessões alterará principalmente os períodos futuros.
Pagamento RBSE de transmissão
Em 20 de abril de 2016, o Ministério de Minas e Energia confirmou, na Portaria MME nº 120, a base para o pagamento de uma
compensação de R$ 36,6 bilhões em 31 de dezembro de 2016 com relação a reembolsos relacionados aos nossos ativos de transmissão
existentes em 2000. Contabilizamos R$ 3,0 bilhões para esse pagamento como ativos de curto prazo e R$ 33,6 bilhões como ativos de
longo prazo.
Certas associações de consumidores de energia questionaram legalmente esses aumentos, alegando que esses encargos seriam impróprios,
especialmente no que se refere à compensação pelo custo do capital, e que essas diferenças deveriam ser pagas com recursos públicos e
não repassadas aos consumidores. Em 10 de abril de 2017, foi concedida uma injunção parcial a favor dessas associações, a fim de excluir
a tarifa que as associações tiveram de pagar em relação à compensação prevista pela Portaria MME nº 120/2016. No entanto, com base
em parecer jurídico de advogado externo, entendemos que as decisões tomadas até o presente não interferem com o direito de receber os
ativos da RBSE, conforme estabelecido pela Lei nº 12.783/2013 e pela Portaria MME nº 120/2016, que garante o direito de receber os
valores relativos à RBSE, mesmo que seja por meio de pagamento direto pelo Governo Federal do Brasil. Para mais informações, ver
Nota 47.8 às nossas demonstrações financeiras consolidadas e item 3.D “Principais Informações - Fatores de Risco - Riscos Relativos à
nossa Empresa - O valor de quaisquer pagamentos a serem recebidos após a renovação de nossas concessões, que viriam a expirar entre
2015 e 2017, pode não ser suficiente para cobrir nossos investimentos nessas concessões”.
98
Condições Macroeconômicas Brasileiras
Produto Interno Bruto (PIB) Brasileiro
O Brasil registrou uma redução de 3,6% em seu PIB em 31 de dezembro de 2016; uma redução de 3,85% no exercício encerrado em
31 de dezembro de 2015; um aumento de 0,1% no exercício encerrado em 2014, conforme reportado pelo Banco Central do Brasil
utilizando dados fornecidos pelo IBGE.
O decréscimo deve-se ao fraco desempenho, segundo a perspectiva da oferta, na agricultura (6,6%), nos serviços (2,7%) e na indústria
(3,8%). Destes três setores, apenas o setor agropecuário avançou no quarto trimestre, com um aumento de 1%; indústria e serviços
diminuíram 0,7% e 0,8%, respectivamente. Em termos de demanda, o consumo doméstico de domicílios caiu 4,2% em relação ao ano
de 2015, em grande parte o movimento foi influenciado pelo aumento do crédito e pela diminuição da renda.
Taxa SELIC
Em 18 de abril de 2013, o Banco Central iniciou um ciclo de aperto monetário de acordo com o qual elevou sucessivamente a taxa
SELIC, que é a taxa de juros para os títulos emitidos pelo governo brasileiro, de 7,25%, em 11 de outubro de 2012, para 14,25% em
31 de agosto de 2016. Em 31 de dezembro de 2016, a taxa SELIC era de 13,75%.
Inflação
O Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M) subiu para 10,5% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2015 em comparação
com 3,7% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2014. De 1º janeiro de 2016 a 31 de dezembro de 2016, o índice de inflação
IGP-M aumentou para 7,19%.
O índice de inflação IPCA subiu para 10,6% no exercício encerrado em dezembro de 2015 em comparação com 6,4% no exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2014. A inflação medida por este índice para 2016 foi de 6,29%, sendo, portanto, inferior à de 2015.
No Relatório de Inflação do Quarto Trimestre de março de 2017, o BACEN observa que a desaceleração deste índice em relação ao
ano anterior deveu-se principalmente à valorização do real frente ao dólar.
Taxa de câmbio
O real se valorizou em relação ao dólar norte-americano para R$ 3,26 em 31 de dezembro de 2016, em comparação com R$ 3,90 em
31 de dezembro de 2015. O real era R$ 2,66 contra o dólar norte-americano em 31 de dezembro de 2014. Em 30 de dezembro de
2014, o Banco Central anunciou a prorrogação do seu programa de intervenção cambial, que teve início em 22 de agosto de 2013. De
acordo com este programa, o Banco Central anunciou que ofereceria US$ 0,5 bilhão de derivativos (contratos de swap) até o final de
março de 2015. Em 24 de março de 2015, o Banco Central anunciou que não estenderia o programa. Para obter mais informações
sobre como as taxas de câmbio do real para dólar norte-americanos afetam nossos resultados, consulte “Variações da Taxa de
Câmbio”.
A tabela abaixo apresenta dados relativos ao crescimento do PIB, inflação e taxa de câmbio para o Dólar nos exercícios indicados:
Exercício findo em 31 de dezembro de
2016 2015 2014
Taxa de crescimento do PIB (3,60 )% (3,85 )% 0,15 %
Inflação (IGP-M) 7,19 % 10,54 % 3,67 %
Inflação (IPCA) 6,29 % 10,67 % 6,41 %
Valorização (desvalorização) do real vs. dólar norte-
americano (18,0 )% 47,01 % 13,39 %
Taxa de câmbio no final do período - US$ 1,00 R$ 3,2591 R$ 3,9048 R$ 2,6562
Taxa média de câmbio - US$ 1,00 R$ 3,4851 R$ 3,3387 R$ 2,3547
Fontes: Fundação Getúlio Vargas, Ipeadata Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística e Banco Central.
Mercado de Energia Elétrica
O consumo de energia elétrica no Brasil caiu 1% em 2016. Esta foi uma taxa de redução menor que a diminuição do PIB no período, que
foi de 3,6%. Essa redução foi causada principalmente pela demanda reduzida no segmento industrial, que registrou uma redução de 2,7%,
e no segmento comercial, que registrou uma redução de 2,5%. Dados publicados pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE mostra que
o consumo total de energia no Brazil para 2016 foi de 460.379 GWh, que representa uma redução de 1,0% em relação a 2015.
99
O consumo de energia elétrica por região geográfica é apresentado na tabela abaixo:
Consumo de Energia na Rede (GWh):
Classe de Consumo 2016 2015 Variação
Região Residencial Industrial Comercial Outros Total Total %
Norte 9.440,57 14.890,5 5.094,37 4.640,78 34.066,19 33.410,55 2,0 %
Nordeste 26.908,11 23.332,1 14.319,60 15.584,24 80.144,07 79.979,00 0,2 %
Sudeste 64.828,73 86.782,9 47.031,19 31.280,10 229.922,91 234.162,15 (1,8 )%
Sul 20.714,54 30.580,5 14.563,02 15.859,95 81.718,01 81.990,16 (0,3 )%
Centro-oeste 11.001,07 8.667,3 7.176,64 7.683,08 34.528,04 34.859,75 (1,0 )%
Classe de Consumo 2015 2014 Variação
Região Residencial Industrial Comercial Outros Total Total %
Norte 9.073,67 14.886,73 4.942,68 4.507,47 33.410,55 32.363,65 3,2 %
Nordeste 26.113,52 24.610,06 14.097,57 15.157,85 79.979,00 80.746,43 1,0 %
Sudeste 64.618,96 89.681,30 48.870,73 30.991,17 234.162,15 242.513,17 3,4 %
Sul 20.352,64 31.079,55 15.158,75 15.399,21 81.990,16 87.420,08 6,2 %
Centro-oeste 10.864,99 8.601,53 7.345,87 8.047,36 34.859,75 34.380,93 1,4 %
Fonte: Comitê Permanente de Análise e Monitoramento do Mercado de Energia Elétrica - Copam/EPE. Dados de 2016 sob análise.
Dados de 2015 analisados pela EPE.
Itaipu
Itaipu, uma das maiores usinas hidrelétricas do mundo, é detida conjuntamente pelo Brasil e Paraguai e foi criada de acordo com um
tratado entre esses países.
De acordo com o tratado de Itaipu, a Eletrobras deve vender não apenas os 50,0% da energia elétrica produzida por Itaipu que é detida
pelo Brasil através da Eletrobras, como também a parcela de energia elétrica detida pelo Paraguai que não é usada por este
país. Consequentemente, a Eletrobras vende aproximadamente 95,0% da energia elétrica produzida por Itaipu. Os Artigos 7o e 8o da
Lei no 5.899, de 5 de julho de 1973, estabelecem a estrutura por meio da qual as empresas de distribuição calculam o montante total
de energia comprada junto a Itaipu.
Apesar de Itaipu produzir um grande montante de energia elétrica, o tratado de Itaipu exige que as vendas da energia produzida por
Itaipu sejam feitas sem fins lucrativos, ou seja, sem efeitos líquidos sobre nossos resultados das operações.
Para cumprir tal exigência, os lucros provenientes da venda de energia de Itaipu são creditados em períodos subsequentes nas contas
de energia dos consumidores residenciais e rurais através do Sistema Interligado Nacional e as perdas são levadas em consideração
pela ANEEL no cálculo das tarifas de energia elétrica nos períodos subsequentes.
De acordo com a Lei 11.480, de 30 de maio de 2007, fomos capazes de aplicar um fator de reajuste a qualquer contrato financeiro
celebrado entre esta e Itaipu, bem como a quaisquer cessões de crédito entre nós e o Tesouro Nacional anterior a 31 de dezembro de
2007. O propósito deste fator de reajuste era o de compensar o impacto das taxas de inflação nos Estados Unidos aos pagamentos em
dólares norte-americanos. Nesse sentido, o fator de reajuste é calculado com base no índice de preços ao consumidor (consumer price
index - CPI) e em outro índice que acompanha as variações de preço na indústria. A Lei foi revogada e o Decreto nº 6.265, de 22 de
novembro de 2007 foi promulgado, determinando que um fator equivalente ao anterior fator de reajuste seja repassado aos
consumidores anualmente
Para maiores detalhes sobre o tratamento contábil de Itaipu, ver o item IV da nota explicativa 3.10 das demonstrações financeiras da
Eletrobras.
100
Variações na Taxa de Câmbio
As flutuações no valor do real em relação ao dólar americano, particularmente as desvalorizações e/ou depreciações do real, tiveram e
continuam tendo um efeito sobre os resultados da Eletrobras. Particularmente, em conformidade com o tratado de Itaipu, todas as
receitas de Itaipu são determinadas em dólares americanos. Pelo fato de as demonstrações financeiras de Itaipu Binacional serem
preparadas em dólares americanos e convertidas para reais à taxa de câmbio publicada pelo Banco Central ao final do período,
qualquer movimentação na taxa de câmbio entre o real e o dólar americano pode ter um impacto importante sobre os resultados da
Eletrobras, particularmente no componente “Ganho monetário e câmbio” da linha “Receitas (despesas) financeiras líquidas”.
Entretanto, tendo em vista que, nos termos do tratado de Itaipu, suas operações não devem resultar em nenhum efeito líquido sobre os
resultados da Eletrobras, qualquer perda ou ganho incorrido em consequência de uma valorização ou desvalorização do dólar
americano em relação ao real será subsequentemente compensado por meio das tarifas cobradas dos consumidores residenciais e
rurais. Nas demonstrações financeiras da Eletrobras, os efeitos decorrentes de Itaipu nas rubricas acima descritas são compensados e
contabilizados na linha “Resultado a Compensar de Itaipu”. Até o momento da compensação, os resultados acumulados de ganhos ou
perdas das operações de Itaipu, líquidas dos ajustes de tarifas, são contabilizados no balanço patrimonial da Eletrobras como um ativo
circulante, na linha “Direitos de ressarcimento”.
Tarifas de Distribuição Regulamentadas
Para 2016, 18,39% de nossas receitas líquidas operacionais (antes das eliminações) originaram-se da distribuição de eletricidade. Em
geral, as companhias distribuidoras apresentam perdas, o que provavelmente continuará, uma vez que as tarifas a serem cobradas pelas
companhias distribuidoras são regulamentadas e ajustadas pela ANEEL somente em conformidade com o processo descrito no “Item
4.B Visão Geral de Negócios - A Indústria de Energia Elétrica Brasileira - Tarifas de Distribuição.”
O Governo Federal promulgou o Decreto No 8.461, que regulamenta os critérios para a renovação de concessões de distribuição de
acordo com a Lei No 12.783. A renovação de concessões de distribuição, nos termos do Decreto Nº 8.461, exige que os
concessionários atendam a determinados critérios para: (i) à qualidade dos serviços de distribuição prestados, e (ii) ao cumprimento de
determinados índices financeiros.
Durante a Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas realizada em 22 de julho de 2016, nossos acionistas não renovaram as
concessões de seis empresas de distribuição, CEPISA, CEAL, Eletroacre, CERON, Boa Vista Energia e Amazonas D, e até 31 de
dezembro de 2017 nós pretendemos transferir o controle dessas empresas de distribuição. Os acionistas também aprovaram que estas
empresas de distribuição respondam pela distribuição de energia pública até 31 de dezembro de 2017 se todos os fundos necessários
para que essas empresas mantenham suas operações em andamento, realizem a manutenção e façam novos investimentos forem
alocados por encargos do consumidor ou fundos do governo. Os acionistas também aprovaram o retorno, a qualquer momento, das
concessões de distribuição ao controle do Governo, se o seu controle não tiver sido transferido em 31 de dezembro de 2017, ou se o
Governo Federal, a qualquer momento, deixar de alocar recursos para essas companhias ou se a tarifa não representar uma
contrapartida adequada. Se a Eletrobras devolver essas concessões, estarão sujeitas a novas licitações no futuro. Quando
determinarmos as condições para essas transações, nosso segmento de distribuição poderá ser classificado como operações
descontinuadas, com base na IFRS 5. O efeito da extinção das concessões alterará principalmente os períodos futuros.
Em 3 de agosto de 2016, o MME emitiu os decretos números 420, 421, 422, 424 e 425 nomeando, respectivamente, as Distribuidoras
Amazonas Energia, Eletroacre, Ceron, Cepisa, Ceal e Boa Vista como temporariamente responsáveis pela distribuição de energia
pública, de modo a garantir a continuidade do serviço, em conformidade com o artigo 9, parágrafo 1, da Lei Nº 12.783 de
11 de janeiro de 2013.
De acordo com esses decretos, as Distribuidoras deverão prestar os serviços indicados, de forma provisória, em contrapartida ao
pagamento de uma remuneração adequada, até a transferência efetiva do controle das Distribuidoras, ou até 31 de dezembro de 2017,
o que ocorrer primeiro, em conformidade com os termos dispostos no Decreto MME 338 de 26 de julho de 2016 e artigo 9 da
Lei No 12.783/2013.
Receitas de Transmissão Fixas
Similarmente à geração de energia, uma grande parte das concessões de transmissão de energia elétrica foram renovadas nos termos
da Lei Nº 12.783 e começaram a ser remuneradas através de tarifas de Manutenção e Operações.
As Linhas de Transmissão, cujas concessões ainda não foram renovadas, em conformidade com a Lei Nº 12.783, possuem uma
remuneração anual fixa, denominada Receita Anual Permitida - RAP. Essa remuneração é distribuída através de um leilão promovido
pela Agência Regulatória, em que o vencedor será aquele que oferecer a menor RAP.
Em virtude das características do parque de geração brasileiro, predominantemente hidro e a dimensão territorial do Brasil, o custo de
transmissão é compartilhado por todos os usuários. O pagamento do uso do sistema de transmissão é feito através da Tarifa de Uso do
Sistema de Transmissão (TUST).
101
Políticas Contábeis Críticas
Ao elaborarmos nossas demonstrações financeiras consolidadas incluídas neste relatório anual, fizemos estimativas e suposições que
consideramos razoáveis com base em nossa experiência histórica e demais fatores. A apresentação de nossa condição financeira e
resultado operacional exige que nossa administração faça estimativas sobre questões inerentemente incertas, tais como o valor contábil
de nosso ativo, ou passivo e, consequentemente, nosso resultado operacional. Nossa apresentação financeira seria afetada
significativamente se utilizássemos estimativas diferentes ou se tivéssemos que alterar nossas estimativas em resposta a eventos
futuros. A fim de esclarecer como nossa administração forma sua opinião acerca de eventos futuros, incluindo os fatores e suposições
subjacentes a essas estimativas, identificamos as seguintes políticas contábeis críticas. Descrevemos abaixo um resumo de nossas
políticas contábeis críticas. Para mais informações, consulte a Nota 3 de nossas demonstrações financeiras consolidadas.
Ativo e Passivo Fiscal Diferido
As estimativas de receita tributável, a base para a análise da realização de ativos fiscais deferidos líquidos, baseiam-se no plano
estratégico e orçamento anual, ambos revisados periodicamente. Todavia, a receita tributável futura pode ser superior ou inferior às
estimativas feitas pela administração, quando definida a necessidade de reconhecer ou não o valor do ativo fiscal identificado.
Provisão para impairment de ativos de longa duração
Adotamos variáveis e suposições na determinação da recuperação de ativos de longa duração a fim de determinar o valor recuperável
de ativos e o reconhecimento de impairment quando necessário. Nossa administração estabeleceu opiniões com base na experiência
histórica relativamente ao ativo, ao grupo de ativos ou à unidade geradora de caixa que foi aplicada. Essas opiniões podem não se
materializar no futuro. Ademais, a vida útil adotada por nós está em conformidade com as práticas determinadas pela ANEEL,
conforme aplicável a ativos relacionados à concessão de energia elétrica, que podem variar devido à análise periódica da vida útil
econômica dos ativos em vigor. Adicionalmente, a vida útil é limitada ao prazo de concessão somente para as operações com base na
IFRIC 12.
Do mesmo modo, as variáveis e suposições utilizadas por nós e nossas controladas na determinação dos fluxos de caixa descontados
para o reconhecimento do impairment de ativos de longa duração podem variar devido a eventos inerentemente incertos. Esses
eventos incluem: manutenção dos níveis do consumo de energia; taxa de crescimento da atividade econômica no país; disponibilidade
de recursos hídricos; e determinação do valor de reversão ao final do período de concessão. A Lei Nº 12.783/2013, promulgada em 11
de janeiro de 2013, definiu o novo valor de reposição (VNR) como a base de identificação para concessões de serviços
públicos. Determinamos que a base de identificação será o VNR, para os ativos de geração e transmissão, e o valor base da Base
Remuneração Regulatória para os ativos de distribuição, conforme seu valor VNR. Essas são as bases utilizadas para determinar a
indenização ao final do período de concessão para geração, transmissão e distribuição de eletricidade. Para mais informações, consulte
a Nota 3.XI e alterações nas impairments feitas durante o ano na Nota 19 das nossas demonstrações financeiras consolidadas. Outra
variável relevante é a taxa de desconto utilizada para descontar os fluxos de caixa.
Base de determinação de compensação por parte do Governo Federal sobre as concessões
A Lei nº 12.783/2013, promulgada em 11 de janeiro de 2013, definiu o novo valor de reposição (VNR) como a base de identificação
para concessões de serviços públicos. Adotamos, para as concessões ainda não renovadas, a suposição de que os ativos são reversíveis
ao final dos contratos de concessão, com o direito de receber compensação do Governo Federal sobre os investimentos ainda não
amortizados, ao menor valor contábil líquido e novo valor de reposição estimado. Após essa suposição, para as concessões já
renovadas, mantivemos os recebíveis do Governo Federal pertinentes à Rede Básica do Sistema Existente - RBSE, os investimentos
feitos após o projeto básico de centrais elétricas e linhas de transmissão (modernização e melhorias), e os ativos de geração
térmica. Esses valores estão sujeitos à aprovação pela ANEEL. Em 2016, a MME promulgou a Instrução nº 120, que regula as
condições de recebimento dos pagamentos referentes aos ativos de transmissão da RBSE e que estabelece que os valores homologados
pela ANEEL referentes a esses ativos deverão ser incorporados na Base de Remuneração Regulatória, acrescida da remuneração pelo
custo do patrimônio líquido de 1º de janeiro de 2013 a julho de 2017, quando o processo tarifário será realizado para incluir tais
pagamentos e, a partir dessa data, a compensação desses ativos será determinada através do WACC, o custo médio ponderado do
capital, definido pela ANEEL, até a data efetiva do pagamento. O WACC é calculado como uma média entre o custo de capital
próprio dos acionistas e de terceiros, que é o custo das dívidas financeiras. Os valores relacionados à RBSE, uma vez atualizados e
pagos, serão adicionados às Receitas Anuais Permitidas (RAPs) dos projetos relevantes que foram renovados em 2012, a partir da
revisão tarifária de 2017, acrescidos de compensação pelo custo do capital próprio mencionado acima. As parcelas de compensação e
depreciação serão definidas de acordo com as metodologias da Revisão Tarifária Periódica das Receitas das Concessionárias
Existentes, aprovadas pela ANEEL, e a Base de Ativos Regulatórios será depreciada considerando a vida útil residual dos ativos, e
será atualizada com base no índice IPCA. A partir do processo tarifário de 2017, a compensação por meio da aplicação do WACC será
aplicável por um período de oito anos. Para mais informações pertinentes aos efeitos da Lei nº 12.783, consulte a Nota 2.1 das nossas
demonstrações financeiras.
102
Definimos o novo valor de reposição (NRV) como uma forma de mensurarmos o valor a ser indenizado pelo Governo Federal para a
quota de ativos de geração e transmissão não totalmente depreciados ao final da concessão. Para os ativos de transmissão, isto foi
definido pela Base Remuneração Regulatória - RAB.
Vida útil de ativos imobilizados
Adotamos os critérios definidos na Resolução ANEEL 367 de 2 de junho de 2009, para a determinação da vida útil estimada de ativos
imobilizados, limitada ao prazo de concessão para as operações que estão baseadas na IFRIC 12, de acordo com o entendimento de
que representam adequadamente a referida vida útil.
Provisão para desmobilização de ativo
Reconhecemos provisões para desmobilização de passivos para os ativos relacionados a nossas usinas termonucleares. A fim de
calcular o valor da provisão, são feitas suposições e estimativas relativamente a taxas de descontos, o custo de desativação esperado e
a remoção de toda a usina da localidade e o período previsto dos referidos custos. A estimativa de custos baseia-se nas exigências
legais e ambientais para a desativação e remoção de toda a usina, bem como nos preços de bens e serviços a serem utilizados ao final
da vida útil.
Passivos atuariais
Passivos atuariais são determinados pelos cálculos atuariais elaborados por atuários independentes com base na expectativa de vida do
participante, idade média de aposentadoria e inflação. Todavia, as experiências efetivas podem ser diferentes dessas suposições
atuariais.
Provisão para questões trabalhistas, fiscais e civis
As provisões para questões trabalhistas, fiscais e civis tem como base na avaliação da administração e consultores jurídicos internos e
externos. Os valores provisionados reconhecidos com base no valor estimado dos para liquidar obrigações. Obrigações contingentes
não resultam em reconhecimento de provisões e a possível perda estimada são divulgadas nas demonstrações financeiras
consolidadas. Essa avaliação é corroborada pela opinião da administração em conjunto como seu consultor jurídico, considerando a
jurisprudência, decisões dos tribunais, o histórico de quaisquer acordos e decisões, a experiência da administração e do consultor
jurídico, bem como outros aspectos relevantes.
Provisão para devedores duvidosos
Reconhecemos a provisão para devedores duvidosos no tocante a contas a receber que a administração acredite serem pouco prováveis
de cobrança integral.
Avaliação de instrumentos financeiros
Utilizamos técnicas de avaliação que incluem informações que não estejam baseadas em dados visíveis de mercado para estimar o
valor justo de certos tipos de instrumentos financeiros. A Nota 43 de nossas demonstrações financeiras consolidadas apresenta
informações sobre suposições-chave utilizadas na determinação do valor justo de instrumentos financeiros, bem como a análise
sensitiva dessas suposições. Acreditamos que as suposições e técnicas de avaliação selecionadas empregadas são adequadas para a
determinação do valor justo dos instrumentos financeiros.
Contratos onerosos
Utilizamos as suposições relacionadas a custos econômicos e benefícios de cada contrato para determinar a existência ou não de um
contrato oneroso. No caso de compromissos de longo prazo, tais como a compra e venda de energia, a estimativa na determinação do
valor da provisão para a venda futura do contrato é a média histórica do PLD (Preço da Liquidação das Diferenças) aprovado por
nossa administração como base para o cálculo da provisão para contratos onerosos, exclusivamente para contabilidade, bem como a
taxa de desconto aplicada aos fluxos de caixa. Os valores reais do PLD, no decorrer dos anos, podem ser superiores ou inferiores às
suposições por nós utilizadas. Ademais, podemos ter contratos onerosos em concessões onde o custo esperado de corrente para
operação e manutenção não é totalmente coberto pelas receitas.
Como exemplo, nós fazíamos parte de diversos contratos para a venda de eletricidade relativamente a concessões que foram
programadas para terminarem nos anos de 2015 a 2017. Com o advento da Lei nº 12.783, muitos desses contratos tornaram-se
“onerosos” para nós, uma vez que se baseavam em níveis tarifários obsoletos. Nos níveis tarifários anteriores, esses contratos eram
considerados como rentáveis, porém, com base nos novos níveis tarifários reduzidos, os contratos resultarão em mais perdas para nós.
103
Descrição de Itens da Linha Principal
Receitas Operacionais
Vendas de Energia Elétrica
Obtemos nossas receitas da geração, transmissão e distribuição de eletricidade, conforme descrito abaixo:
as receitas em nosso segmento de geração originam-se da comercialização e venda para companhias distribuidoras e
consumidores livres da eletricidade que geramos. As receitas de nosso segmento de geração de eletricidade são
reconhecidas com base no resultado apresentado em índices especificados nos termos do contrato ou índices regulatórios
prevalecentes. Para concessões de geração renovadas nos termos da Lei nº 12.783/2013, houve uma alteração de regime
na estrutura da receita, considerando que o método de exploração e os métodos de operação e manutenção são exigidos
por lei a serem divulgados separadamente a partir de 2013;
as receitas de nosso segmento de transmissão originam-se da construção, operação e manutenção de redes de transmissão
para outras concessionárias de eletricidade, e determinadas receitas decorrem da aplicação da inflação e outros índices ao
valor de nossos investimentos. As receitas recebidas de outras concessionárias que utilizam nossa rede de transmissão
básica são reconhecidas no mês em que os serviços foram prestados para as outras concessionárias. Essas receitas são
fixadas a cada ano pelo Governo Brasileiro. Essas receitas também incluem como receita financeira o valor calculado
sobre as contas a receber registradas como ativos financeiros (anteriormente registradas como “Ativo Imobilizado”), com
base em taxas calculadas do recebimento de receitas anuais permitidas ou RAP (que é baseada no RAP bruto menos o
valor alocado para receita de operações e manutenção) até o término dos contratos de concessão para serviços de
transmissão de energia. Em 2016, esse item de linha incluiu os R$ 28,6 bilhões em pagamentos da RBSE de transmissão
descritos em “Principais Fatores que Afetam nosso Desempenho Financeiro - Pagamento de RBSE de Transmissão”. Para
concessões de transmissão renovadas nos termos da Lei nº 12.783/2013, houve uma alteração de regime na estrutura de
receita, considerando que o método de exploração e os métodos de operação e manutenção são exigidos por lei a serem
divulgados separadamente a partir de 2013; e
as receitas em nosso segmento de distribuição originam-se da venda aos consumidores finais de eletricidade que
adquirimos de companhias de geração e também da eletricidade que gerimos em usinas térmicas em determinadas áreas
isoladas na região norte do Brasil para distribuição, bem como certas receitas da construção, operação e manutenção de
redes de distribuição. As vendas da distribuição de eletricidade aos consumidores finais são reconhecidas quando a
energia elétrica é fornecida. As faturas dessas vendas são apresentadas mensalmente. As receitas não faturadas do ciclo de
faturamento até o final de cada mês são estimadas com base no faturamento do mês anterior e são acumuladas ao final do
mês. As diferenças entre as receitas não faturadas efetivas e estimadas, se houver, são reconhecidas no mês seguinte.
Em 25 de novembro de 2014, a ANEEL decidiu adicionar os contratos de concessão e acordos de licenciamento das
companhias de distribuição de eletricidade Brasileiras, incorporando os saldos de contas a receber da Parcela A e outros
itens financeiros no cálculo de indenização, quando do término da concessão. Este evento exige que o saldo seja
reconhecido para quaisquer diferenças da Parcela A e outros componentes financeiros ainda não recuperados ou
liquidados. A receita total da Parcela A e outros itens financeiros em 31 de dezembro de 2016 equivalem a
R$ 339 milhões. Consulte a nota 37 das nossas demonstrações financeiras consolidadas para mais informações.
Outras Receitas Operacionais
Outras receitas operacionais derivam de empresas de telecomunicações que utilizam partes da nossa infraestrutura para instalar linhas
de telecomunicações e outras receitas que não estão relacionadas com os serviços de eletricidade.
Impostos Sobre Receitas
Impostos sobre receitas consistem no Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS (ou IVA), um imposto sobre
vendas que incide sobre receitas brutas. Esses impostos não se aplicam às receitas provenientes dos pagamentos de RBSE de
transmissão descritos em “Principais Fatores que Afetam nosso Desempenho Financeiro - Pagamento de RBSE de Transmissão”.
Estamos sujeitos a distintas alíquotas de IVA em diferentes estados em que mantemos operações, sendo que as alíquotas de IVA
variam de 7,0% a 27,0%. Em conformidade com os regulamentos aplicáveis, não respondemos por impostos incidentes sobre receitas
em nosso segmento de transmissão.
Adicionalmente, estamos sujeitos a dois impostos federais incidentes sobre receitas brutas pessoa jurídica: o Programa de Integração
Social - PIS/PASEP e a Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social - COFINS.
104
Encargos regulatórios sobre receitas
Estas deduções de receitas brutas compreendem pagamentos efetuados à Conta CCC, o Fundo RGR, a Conta CDE, PROINFA e
encargos similares incidentes aos participantes do setor de eletricidade. Os encargos regulatórios são calculados de acordo com as
fórmulas estabelecidas pela ANEEL, que diferem dependendo do tipo de encargos do setor, não havendo, portanto, correlação direta
entre receitas e encargos do setor.
Custos e Despesas Operacionais
Pessoal, Suprimentos e Serviços
Nossos custos e despesas operacionais relativos a pessoal, suprimentos e serviços consistem principalmente em despesas
administrativas diárias com funcionários, equipamentos e infraestrutura, bem como despesas relativas à segurança terceirizada,
manutenção e consultores externos. Devido à natureza diversa destas despesas, aplicamos critérios subjetivos para alocar tais despesas
às nossas atividades operacionais. Estas despesas não incluem custo com matéria prima utilizada para a geração de energia.
Eletricidade Adquirida para Revenda
Nossos segmentos de geração e distribuição adquirem eletricidade para revenda. A eletricidade adquirida no segmento de distribuição
é adquirida de geradoras. A eletricidade adquirida no segmento de geração representa a parte paraguaia da energia de Itaipu que é
vendida para empresas de distribuição, segundo o Tratado de Itaipu e também para outras geradoras ou comercializadores com vistas a
atender a demanda de energia.
Combustível para Produção de Eletricidade
O custo do combustível é um componente importante das nossas despesas operacionais. A maior parte desses custos, segundo o
Regime Isolado, é posteriormente reembolsada da Conta CCC, consoante a Lei 12.111.
Uso da Rede de Energia
Estes custos representam encargos para transmissão de energia sobre as linhas de energia de terceiros.
Pagamentos de Juros e Multas
Estes custos representam os pagamentos de juros em relação ao nosso financiamento com terceiros e também possíveis multas por
atraso de pagamento.
Depreciação e Amortização
Isto representa a depreciação e amortização para o nosso ativo imobilizado e bens intangíveis. Registramos o imobilizado como custos
de construção ou aquisição, conforme aplicáveis, deduzida a depreciação acumulada calculada com base no método de depreciação
linear a taxas que levam em conta a vida útil estimada dos bens. Os custos com reparo e manutenção que se estendem a vida útil dos
bens relacionados são capitalizados, enquanto outros custos usuais são lançados ao nosso resultado das operações. Os juros relativos à
dívida obtida de terceiros, incorrida durante o período de construção são capitalizados. A amortização de ativos intangíveis e
financeiros, incluídos no âmbito da IFRIC 12 é baseada no período de concessão.
Custos Operacionais
Isto reflete os encargos que realizamos em relação a: (i) processos judiciais dos quais somos parte; (ii) despesas por inadimplência e
impairments; (iii) contratos onerosos; e (iv) outras questões.
Doações e Contribuições
Isto reflete despesas de investimentos em nova tecnologia da informação, pesquisa e desenvolvimento, bem como investimentos em
programas culturais e patrocínios.
Outros Custos Operacionais
Nossos outros custos operacionais compreendem uma série de custos diversos que incorremos como parte das nossas operações
diárias. A maior parte dos componentes importantes consiste em: (i) custos de leasing de bens, como unidades de geração para o
Sistema Isolado; (ii) custos de operação e manutenção de nossas instalações que prestam serviços de eletricidade; (iii) custos de
telecomunicações que incluem principalmente os custos incorridos por serviços de telefone e Internet; (iv) custos de seguro, incluindo
seguro para nossas instalações e propriedade; e (v) custos de alienação de ativos, principalmente transformadores.
105
Resultados de Investimentos pelo Método de Equivalência
O resultado decorrente do patrimônio líquido no resultado de coligadas e joint ventures foi contabilizado pelo método de equivalência
patrimonial.
Receitas (Despesas) Financeiras, Líquidas
Receitas Financeiras
Isto reflete a receita de juros e comissões que recebemos de empréstimos feitos de acordo com as disposições da legislação brasileira
que nos permitiu atuar como credor de determinadas companhias de utilidade pública (consulte o “Item 4.B, Visão Geral da Atividade
Econômica - Atividades de Empréstimo e Financiamento” para uma descrição dos nossos empréstimos existentes para outras
companhias de utilidade brasileiras).
Despesas Financeiras
Estas refletem principalmente os pagamentos de dividendos aos nossos acionistas, bem como despesas de dívidas e
arrendamento. Estas refletem também a variação da taxa de câmbio de dólares norte-americanos frente ao real brasileiro com relação à
Itaipu.
Ganhos (Perdas) Cambiais e Monetários
Os ganhos (perdas) cambiais dizem respeito principalmente ao nosso empréstimo financeiro à Itaipu, considerando que a moeda de
referência do empréstimo é o dólar norte-americano, e representam nossa maior exposição ao risco cambial. A desvalorização do real
frente ao dólar dos EUA aumenta as nossas receitas, à medida que aumenta o valor dos nossos ativos de Itaipu, embora o efeito desta
contribuição seja líquido, conforme discutido acima. A valorização real diminui nossas receitas porque reduz o valor dos nossos ativos
de Itaipu, embora o efeito desta contribuição seja similarmente líquido como uma depreciação do custo da construção de Itaipu.
A. Resultados Operacionais
Apresentação de Informações do Segmento
As informações por segmentos destinam-se a fornecer uma visão sobre a forma como gerenciamos e avaliamos nossos negócios. As
políticas contábeis de cada segmento são as mesmas descritas no resumo de políticas contábeis importantes. Nós continuamos a
segmentar nossas operações principais nos mercados de geração, transmissão e distribuição brasileiros. Os balanços entre segmentos
não foram eliminados.
Para informações sobre receita de clientes externos e receitas entre segmentos, consulte a nota 44 às demonstrações financeiras
consolidadas.
O quadro abaixo demonstra nossas receitas e as despesas operacionais como percentual de receitas operacionais líquidas com
eliminações:
Exercício findo em 31 de dezembro de Exercício findo em 31 de dezembro de
2016 2015 2014 2016 2015 2014
(Em milhares de R$)
Receitas
Venda de Eletricidade:
Distribuição 28,4 % 53,4 % 37,0 % 17.223.231 17.396.769 11.144.232
Geração 29,1 % 55,2 % 59,5 % 17.686.440 17.988.931 17.935.103
Transmissão 55,9 % 18,5 % 16,9 % 33.967.317 6.031.625 5.100.632
Outras receitas operacionais 3,5 % 4,5 % 4,4 % 2.110.924 1.471.741 1.332.197
Imposto de Renda (12,6 )% (24,5 )% (14,5 )% (7.643.642 ) (7.986.568 ) (4.369.343 )
Encargos regulatórios sobre
receita (4,3 )% (7,1 )% (3,3 )% (2.595.417 ) (2.313.660 ) (1.005.014 )
Receita Operacional Líquida 100,0 % 100,0 % 100,0 % 60.748.853 32.588.838 30.137.807
Despesas
Despesas operacionais (75,5 )% (130,48 )% (112,8 )% (45.842.327 ) (42.628.284 ) (33.981.264 )
Receitas (9,8 )% (5,2 )% 2,3 % (5.929.311 ) (1.699.025 ) 694.625
financeiras/(despesas),
líquidas
Ganhos/(perdas) sobre os
resultados de afiliadas 5,3 % 1,6 % (4,3 )% 3.205.511 531.446 (1.308.304 )
Resultado antes do imposto
de renda e contribuição
social 20,1 % (34,0 )% (14,8 )% 12.182.725 (11.207.024 ) 4.457.135
Imposto de renda (14,0 )% (2,2 )% (5,6 )% (8.510.819 ) (710.112 ) 1.700.518
Participações minoritárias 0,0 % 0,0 % 0,0 % - - - Lucro (prejuízo) líquido 6,0 % (36,26 )% (25,8 )% 3.671.906 (11.917.136 ) (6.157.653 )
106
O quadro abaixo demonstra nossas receitas e as despesas operacionais como percentual de receitas operacionais líquidas sem eliminações:
Exercício findo em 31 de dezembro de Exercício findo em 31 de dezembro de
2016 2015 2014 2016 2015 2014
(Em milhares de R$)
Receitas
Venda de Eletricidade:
Distribuição 27,3 % 50,3 % 35,3 % 17.223.231 17.396.769 11.144.232
Geração 31,7 % 57,3 % 61,3 % 19.951.530 19.824.713 19.333.712
Transmissão 53,9 % 17,4 % 16,2 % 33.967.317 6.031.625 5.100.632
Outras receitas operacionais 3,4 % 4,8 % 4,3 % 2.132.721 1.653.801 1.340.865
Imposto de Renda (12,1 )% (23,1 )% (13,9 )% (7.643.642 ) (7.986.568 ) (4.369.343 )
Encargos regulatórios sobre
receita (4,1 )% (6,7 )% (3,2 )% (2.595.417 ) (2.313.660 ) (1.005.014 )
Receita Operacional Líquida 100,0 % 100,0 % 100,0 % 63.035.740 34.606.680 31.545.084
Despesas
Despesas operacionais (95,7 )% (144,48 )% (114,5 )% (60.340.732 ) (50.112.665 ) (36.124.531 )
Receitas
financeiras/(despesas),
líquidas (9,3 )% (4,7 )% 2,2 % (5.872.901 ) (1.625.062 ) 706.909
Ganhos (perdas) nos
resultados de afiliadas 33,7 % (17,6 )% (5,0 )% 21.251.801 (6.091.974 ) (1.575.940 )
Resultado antes de imposto
de renda e contribuição
social 28,7 % (67,1 )% (17,3 )% 18.073.907 (23.223.022 ) (5.448.478 )
Imposto de renda (13,5 )% (2,1 )% (5,4 )% (8.510.819 ) (710.112 ) (1.700.518 )
Lucro líquido 15,2 % (69,2 )% (22,7 )% 9.563.088 (23.933.134 ) (7.148.996 )
Reclassificação
Para melhorar a apresentação de nossos resultados financeiros, reclassificamos os resultados das operações de geração de nossas
controladas Amazonas D e Boa Vista para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e 2014, para o segmento de distribuição.
Exercício findo em 31 de dezembro de 2016 comparado ao exercício findo em 31 de dezembro de 2015
Resultados Consolidados
Este capítulo é uma visão geral de nossos resultados operacionais consolidados, líquidos de eliminações entre segmentos, os quais são
abordados em mais detalhes em relação a cada segmento a seguir.
Receitas Operacionais Líquidas
As receitas operacionais líquidas de 2016 sofreram um aumento de R$ 28.160 milhões, ou 86,40%, de R$ 32.589 milhões em 2015
para R$ 60.749 milhões em 2016. Este aumento deveu-se principalmente a um aumento de R$ 27.891 milhões em nossas receitas
operacionais de transporte para R$ 33.556 milhões em 2016 de R$ 5.665 milhões em 2015, devido à confirmação do Ministério de
Minas e Energia de uma compensação de R$ 28,6 bilhões em relação aos reembolsos relacionados aos nossos ativos de transmissão
existentes em 2000. Para obter mais informações, consulte “- Principais Fatores que Afetam o Nosso Desempenho Financeiro -
Pagamento de RBSE de Transmissão”.
107
Custos e Despesas Operacionais
Os custos e despesas operacionais para 2016 aumentaram em R$ 3.214 milhões, ou 7,54%, para R$ 45.842 milhões em 2016 de
R$ 42.628 milhões em 2015.
O aumento foi principalmente devido a:
provisões operacionais, que aumentaram em R$ 3.281 milhões, ou 28,32%, para R$ 14.868 milhões em 2016 de R$ 11.587
milhões em 2015, devido a provisões para contratos onerosos em nossos segmentos de distribuição e transmissão, conforme
detalhado a seguir, e provisões para contingências realizadas em nosso segmento de distribuição, conforme descrito a seguir;
folha de pagamento e encargos sociais, que aumentaram R$ 868 milhões, ou 9,14%, para R$ 10.363 milhões em 2016, de
R$ 9.495 milhões em 2015, devido a um aumento dos salários em linha com a inflação; e
energia elétrica comprada para revenda, que aumentou em R$ 498 milhões, ou 4,62%, para R$ 11.264 milhões em 2016, de
R$ 10.766 milhões em 2015, devido à quantidade de eletricidade que éramos obrigados a comprar de acordo com o programa
Proinfa, cujas tarifas aumentaram 30% em 2016 em relação a 2015.
Isso foi parcialmente compensado por uma diminuição em:
combustível para produção de eletricidade, que diminuiu R$ 490 milhões, passando de R$ 1.250 milhões em 2015 para
R$ 760 milhões em 2015, devido (i) à diminuição da atividade de geração em nossas usinas térmicas devido à melhora das
condições hidrológicas em 2016 e (ii) o Estado do Amapá, para o qual a Eletronorte produziu energia, passando a integrar o
Sistema Interligado de Energia, exigindo menos combustível para compra de eletricidade; e
os resultados da investigação que contabilizamos no valor de R$ 16 milhões em 2015, mas que não tiveram impacto em 2016.
Receitas (Despesas) Financeiras, Líquidas
Receitas financeiras (despesas), líquidas resultaram em despesas de R$ 5.929 milhões em 2016 em comparação a R$ 1.699 milhões
em 2015. O aumento nas despesas foi principalmente devido a:
• ajuste monetário, que aumentou em R$ 4.003 milhões em 2016, passando de R$ 2.403 milhões para R$ 1.600 milhões em 2016,
devido principalmente a ajustes por variação monetária dos empréstimos compulsórios.
Resultados de Investimentos pelo Método de Equivalência
Nosso patrimônio líquido nos resultados de nossos investimentos avaliados pelo método de equivalência patrimonial aumentou em
R$ 2.675 milhões de R$ 3.206 milhões em 2016 e R$ 531 milhões em 2015, devido aos resultados positivos da CTEEP, que
apresentou lucro de R$ 1,7 bilhão em 2016 em comparação com o lucro de R$ 118 milhões em 2015 devido à remuneração
contabilizada em 2016, e da ESBR, que apresentou lucro de R$ 524 milhões em 2016 comparado com uma despesa de
R$ 280 milhões em 2015 devido a uma reversão da provisão referente à isenção de responsabilidade, e da CEEE-GT, que apresentou
lucro de R$ 301 milhões em 2016 em comparação com R$ 14 milhões em 2015.
Imposto de renda
A alíquota efetiva para 2016 foi de 51% em comparação com 4,96% em 2015. Os tributos relativos à contribuição social e imposto de
renda tiveram um aumento de R$ 7.801 milhões, para uma despesa de R$ 8.511 milhões em 2016, de uma despesa de R$ 710 milhões
em 2015. O aumento foi principalmente devido ao reconhecimento de impostos deferidos de R$ 9.724 milhões em relação à
compensação no segmento de transmissão, conforme descrito em “Principais Fatores que Afetam o nosso Desempenho Financeiro -
Pagamento de RBSE de Transmissão”.
Lucro (Prejuízo) Líquido
Em decorrência dos fatores discutidos acima, apresentamos um lucro líquido de R$ 3.672 milhões em 2016, comparado a um prejuízo
líquido de R$ 11.917 milhões em 2015.
Resultados do Segmento de Geração
Receitas Operacionais Líquidas
As receitas operacionais líquidas para o segmento de geração aumentaram em R$ 589 milhões, ou 3,4%, de R$ 17.122 milhões em
2015 para R$ 17.711 milhões em 2016, devido aos fatores descritos abaixo.
108
Vendas de Eletricidade
As vendas de eletricidade tiveram um aumento de R$ 208 milhão, ou 1,4%, para R$ 15.270 milhões em 2016, de R$ 15.062 milhões
em 2015. Esse aumento foi devido ao aumento das tarifas de acordo com a inflação, parcialmente compensado por uma queda no
volume de energia vendida de 158,2 TWh em 2015 para 162,1 TWh em 2016 devido ao cenário econômico adverso no Brasil.
Encargos regulatórios sobre receitas
Os impostos regulatórios sobre seceitas aumentaram em R$ 134 milhões, ou 22,04%, de R$ 608 milhões em 2015 para
R$ 742 milhões em 2016, devido ao aumento nas receitas operacionais. Para a descrição do cálculo dos encargos regulatórios sobre
receitas por favor veja “-Descrição dos Itens da Linha Principal-Receitas Operacionais- Encargos Regulatórios sobre Receitas.”
Custos e Despesas Operacionais
Custos e despesas operacionais para o segmento de geração aumentaram em R$ 578 milhões, ou 2,8%, de R$ 20.469 milhões em 2015
para R$ 21.046 milhões em 2016.
Os principais geradores da redução nos custos e despesas operacionais foram:
provisões operacionais, que diminuíram R$ 509 milhões, ou 6,79%, para R$ 6.979 milhões em 2016 de R$ 7.487 milhões em
2015, devido ao fato de que as impairments foram reduzidas para R$ 3,4 bilhões em 2016 de R$ 5,5 bilhões em 2015, dos quais
R$ 4.962 milhões são relativos à usina de Angra III em 2015 comparados a R$ 2.886 milhões em 2016, refletindo atrasos na
data em que esperamos que a usina fique operacional. Essa redução foi parcialmente compensada pelos encargos com contratos
onerosos que fizemos em relação à usina de Angra III em 2016 no montante de R$ 1,3 bilhão;
combustível para produção de eletricidade, que diminuiu R$ 512 milhões, ou 44,83%, passando de R$ 1.142 milhões em 2015
para R$ 630 milhões em 2016, devido (i) à diminuição da atividade de geração em nossas usinas térmicas devido à melhora das
condições hidrológicas em 2016 e (ii) o Estado do Amapá, para o qual a Eletronorte produziu energia, passando a integrar o
Sistema Interligado de Energia; e
os resultados da investigação que contabilizamos no valor de R$ 16 milhões em 2015, mas que não tiveram impacto em 2016.
Essa redução nos custos e despesas foi parcialmente compensada por:
energia elétrica comprada para revenda, que aumentou em R$ 1.228 milhões, ou 26,62%, para R$ 5.841 milhões em 2016, de
R$ 4.613 milhões em 2015, devido à quantidade de eletricidade que éramos obrigados a comprar de acordo com o programa
Proinfa, cujas tarifas aumentaram 30% em 2016 em relação a 2015.
Imposto de renda
Os tributos relativos à contribuição social e imposto de renda eram um benefício tributário de R$ 698 milhões em 2016, comparado a
uma despesa de R$ 127 milhões em 2015. A variação deveu-se principalmente ao reconhecimento de ativos tributários deferidos em
2016 de uma base negativa de encargos de contribuição social no valor de R$ 680 milhões.
Resultados do Segmento de Transmissão
Receitas Operacionais Líquidas
As receitas operacionais líquidas para o segmento de transmissão aumentaram em R$ 27.890 milhões para R$ 33.556 milhões em
2016 para R$ 5.665 milhões em 2015, devido aos fatores descritos abaixo.
Atualização da taxa interna de retorno
As atualizações da taxa interna de retorno aumentaram em R$ 28.568, para R$ 29.406 milhões em 2016 de R$ 838 milhões em 2015,
devido à confirmação do Ministério de Minas e Energia de uma compensação de R$ 36,6 bilhões em relação aos reembolsos
relacionados aos nossos ativos de transmissão existentes em 2000. Para obter mais informações, consulte “- Principais Fatores que
Afetam o Nosso Desempenho Financeiro - Pagamento de RBSE de Transmissão”.
109
Operação e Manutenção
As receitas de operação e manutenção aumentaram em R$ 270 milhões, ou 8,7%, para R$ 3.386 milhões em 2016, de R$ 3.116
milhões em 2015, principalmente em decorrência de: (i) a implantação de novos investimentos, nomeadamente por Furnas e Chesf, e
(iii) a revisão anual das receitas anuais permitidas de acordo com a inflação.
Encargos regulatórios sobre receitas
Encargos regulatórios sobre receitas aumentaram em R$ 23 milhões, ou 14,9%, para uma despesa de R$ 185 milhões em 2016, de
uma despesa de R$ 161 milhões em 2015, principalmente devido ao aumento em nossas receitas em 2016. Para a descrição do cálculo
dos tributos incidentes sobre receitas por favor veja “-Descrição dos Itens da Linha Principal-Receitas Operacionais- Encargos
Regulatórios sobre Receitas.”
Custos e Despesas Operacionais
Custos e despesas operacionais para o segmento de transmissão sofreram um aumento de R$ 97 milhões, ou 1,3%, para
R$ 7.262 milhões em 2015 de R$ 7.359 milhões em 2016.
O principal gerador do aumento nos custos e despesas operacionais foi:
encargos operacionais, que aumentaram em R$ 930 milhões, ou 55,3%, para R$ 2.613 milhões em 2016 de R$ 1.683 milhões
em 2015, devido à redução de valor para o contrato nº 61 de R$ 1,9 bilhão pela Chesf em 2016 em comparação com a
impairment de R$ 174 milhões pela Chesf em 2015. Isso foi parcialmente compensado pela reversão de uma redução ao valor
recuperável para o contrato nº 62 no montante de R$ 729 milhões por Furnas em 2016, em comparação com a constituição de
uma provisão para perda de valor de R$ 120 milhões por Furnas em 2015; e
folha de pagamento e encargos sociais, que aumentaram R$ 454 milhões, ou 14,9%, para R$ 3.501 milhões em 2016, de
R$ 3.046 milhões em 2015, devido a um aumento dos salários em linha com a inflação.
Esse aumento nos custos e despesas foi parcialmente compensado por:
construção - transmissão, que diminuiu R$ 903 milhões, ou 43,5%, para R$ 1.174 milhões em 2016 de R$ 2.078 milhões em
2015, devido à redução de investimentos no segmento de transmissão devido às condições macroeconômicas adversas no Brasil.
Impostos de renda
Os tributos relativos à contribuição social e imposto de renda tiveram um aumento de R$ 9.417 milhões, para R$ 9.141 milhões em
2016 de um benefício fiscal de R$ 277 milhões em 2015. O aumento foi principalmente devido ao reconhecimento de impostos
deferidos de R$ 9.724 milhões em conexão com o pagamento da RBSE acima mencionado.
Resultados do Segmento de Distribuição
Receitas Operacionais Líquidas
As receitas operacionais líquidas para o segmento de geração aumentaram em R$ 121 milhões, ou 1,1%, de R$ 11.471 milhões em
2015 para R$ 11.592 milhões em 2016, principalmente devido ao aumento das tarifas por causa da inflação.
Impostos Sobre Receitas
Os impostos sobre receitas aumentaram em R$ 25 milhões, ou 0,5%, para R$ 5.414 milhões em 2016 de R$ 5.389 milhões em 2015,
principalmente como resultado do aumento das receitas. Para uma descrição do cálculo de impostos sobre receitas, ver “ - Descrição
de Itens de Linha Principais - Receitas Operacionais - Impostos sobre Receitas.”
Encargos regulatórios sobre receitas
Encargos regulatórios sobre receitas aumentaram em R$ 120 milhões, ou 7,7%, para R$ 1.663 milhões em 2016, de R$ 1.543 milhões
em 2015, principalmente devido ao aumento nas receitas de nossas controladas de distribuição. Para a descrição do cálculo dos
encargos regulatórios sobre receitas por favor veja “-Descrição dos Itens da Linha Principal-Receitas Operacionais- Encargos
Regulatórios sobre Receitas.”
110
Custos e Despesas Operacionais
Custos e despesas operacionais para o segmento de distribuição tiveram um aumento de R$ 1.968 milhões, ou 14,5%, para
R$ 15.572 milhões em 2016 de R$ 13.604 milhões em 2015.
O principal gerador do aumento nos custos e despesas operacionais foi:
• folha de pagamento e encargos sociais, que aumentaram R$ 114 milhões, ou 4,7%, para R$ 2.548 milhões em 2016, de
R$ 2.434 milhões em 2015, devido a um aumento dos salários em linha com a inflação; e
os encargos operacionais aumentaram R$ 2.062 milhões, passando de R$ 617 milhões em 2015 para R$ 2.679 milhões em 2016,
devido (i) a contratos onerosos na Amazonas-D de R$ 813 milhões; (ii) encargos de ações judiciais de R$ 531 milhões devidos
aos produtores independentes de energia da Amazonas-D; e (iii) encargos feitos por nós em relação aos custos de captação
incorridos por nós devido a prováveis atrasos no recebimento de reembolsos na Conta CCC.
Esse aumento nos custos e despesas foi parcialmente compensado por:
energia elétrica comprada para revenda, que diminuiu R$ 197 milhões, ou 2,6%, para R$ 7.263 milhões em 2016, de
R$ 7.461 milhões em 2015, principalmente devido ao fato de a CELG-D ter comprado R$ 540 milhões a menos para revenda
em 2016, como resultado do cenário econômico adverso no Brasil e do fato de que vários consumidores compraram energia no
mercado livre. Isso foi parcialmente compensado pelo fato de a CERON ter adquirido R$ 268 milhões a mais de energia para
revenda, pois gerou menos energia devido a condições hidrológicas adversas.
Resultados do Segmento de Administração
Receitas Operacionais Líquidas
A receita operacional líquida do segmento de administração diminuiu R$ 171 milhões, ou 49,0%, para R$ 177 milhões em 2016 de
R$ 348 milhões em 2015, principalmente devido ao fato de adquirimos as SPEs Norte Brasil Transmissora e Construtora Integração
por R$ 171 milhões.
Custos e Despesas Operacionais
Custos e despesas operacionais para o segmento de administração aumentaram em R$ 7.586 milhões ou 86,42%, para
R$ 16.364 milhões em 2016 de R$ 8.778 milhões em 2015.
O principal gerador do aumento nos custos e despesas operacionais foi:
• as despesas operacionais aumentaram R$ 7.561 milhões, passando de R$ 7.192 milhões em 2015 para R$ 14.753 milhões em 2016,
em razão de: passivos descobertos que aumentaram em: (a) Amazonas-D em R$ 2.624 milhões, de R$ 2.344 milhões em 2015 para
R$ 4.968 milhões em 2016; (b) Eletronuclear em R$ 3.750 milhões, de R$ 322 milhões para R$ 4.072 milhões em 2016; e
• folha de pagamento e encargos sociais, que aumentaram R$ 331 milhões, ou 43,2%, para R$ 1.096 milhões em 2016, de
R$ 766 milhões em 2015, devido aos custos da Investigação Independente no valor de R$ 291 milhões.
Resultados de Investimentos pelo Método de Equivalência
Nosso patrimônio líquido nos resultados dos investimentos avaliados pelo método de equivalência patrimonial para o segmento de
administração aumentou R$ 26.827 milhões, para R$ 20.735 milhões em 2016 de uma despesa de R$ 6.092 milhões em 2015,
principalmente devido aos resultados positivos de nossascoligadas, que foram em grande parte rentáveis devido ao pagamento da
RBSE mencionado acima: (a) Furnas obteve um lucro de R$ 9 bilhões em 2016 comparado a uma perda de R$ 70 milhões em 2015;
(b) Chesf obteve um lucro de R$ 4 bilhões em 2016 comparado a uma perda de 70 milhões em 2015; (c) Eletronorte obteve um lucro
de R$ 3,5 bilhões em 2016 comparado a um lucro de R$ 101,6 milhões em 2015; (d) Eletrosul obteve um lucro de R$ 1,1 bilhão em
2016 comparado a uma perda de R$ 912 milhões em 2015; e (e) a CTEEP obteve um lucro de R$ 1,7 bilhão em comparação com um
lucro de R$ 114 milhões em 2015.
111
Resultados Financeiros
Os resultados financeiros para o segmento de administração diminuíram R$ 4.938 milhões para uma despesa de R$ 979 milhões em
2016 de um lucro de R$ 3.959 milhões em 2015, substancialmente devido:
variações cambiais, líquidas, que diminuíram R$ 1.795 milhões, para uma despesa de R$ 500 milhões em 2016 de um lucro de
R$ 1.295 milhões em 2015, devido à desvalorização de 18% do real frente ao dólar em 2016 em relação a 2015, e a variação do
ativo financeiro Itaipu que resulta em uma redução de R$ 1.500 milhões nessa variação cambial; e
resultados da variação monetária, que diminuiu em R$ 3.272 milhões, para uma despesa de R$ 1.983 milhões em 2016 de um
resultado de R$ 1.289 milhões em 2015, devido aos ajustes para variações monetárias dos empréstimos compulsórios, conforme
descrito em “- Fatores de Risco - Riscos Relativos à nossa Empresa - Podemos incorrer em perdas em processos judiciais
relativos a empréstimos compulsórios feitos de 1962 até 1993.”
Imposto de renda
A tributação sobre a renda e contribuição social para o segmento de administração diminuiu R$ 803 milhões, para R$ 68 milhões em
2016 de uma despesa de R$ 871 milhões em 2015. Em 2016, revertemos o passivo de créditos tributários deferidos devido à
depreciação de 18% do real frente ao dólar dos EUA em 2016 em relação a 2015.
Exercício findo em 31 de dezembro de 2015 comparado ao exercício findo em 31 de dezembro de 2014
Resultados Consolidados
Este capítulo é uma visão geral de nossos resultados operacionais consolidados, líquidos de eliminações entre segmentos, os quais são
abordados em mais detalhes em relação a cada segmento a seguir.
Receitas Operacionais Líquidas
As receitas operacionais líquidas de 2015 sofreram um aumento de R$ 2.451 milhões, ou 8,13%, de R$ 30.138 milhões em 2014 para
R$ 32.589 milhões em 2015. Esse aumento foi devido a:
• um aumento de R$ 2.080 milhões, ou 22,15%, em nossas receitas operacionais de distribuição para R$ 11.471 milhões em 2015
de R$ 9.391 milhões em 2014, principalmente devido à consolidação dos resultados da CELG-D com os nossos resultados para
2015, que em 2014 foram apenas consolidados com os nossos resultados para o período final de três meses de 2014; e
um aumento de R$ 687 milhões, ou 13,80%, em nossas receitas operacionais de transmissão para R$ 5.665 milhões em 2015 de
R$ 4.978 milhões em 2014, devido a (i) um aumento de 22,5% nas receitas de manutenção e operação e (ii) um aumento de
17,3% nas tarifas e receitas anuais permitidas. Esses aumentos são o resultado de uma revisão tarifária anual, que foi
positivamente influenciada por (a) um aumento na inflação de 10,67%, conforme medida pelo IPCA para 2015, e (b) a
implementação de 503 km de novas linhas de transmissão.
Esse aumento foi parcialmente compensado por:
uma leve redução de R$ 27 milhões, ou 0,16%, em nossas receitas operacionais de geração para R$ 17.122 milhões em 2015 de
R$ 17.095 milhões em 2014.
Custos e Despesas Operacionais
Os custos e despesas operacionais para 2015 aumentaram em R$ 8.647 milhões, ou 25,45%, para R$ 42.628 milhões em 2015 de
R$ 33.981 milhões em 2014.
O aumento foi principalmente devido a:
provisões operacionais, que aumentaram em R$ 6.924 milhões, para R$ 11,587 milhões em 2015 de R$ 4.663 milhões em 2014,
devido a: (i) o reconhecimento de impairment de R$ 5.980 milhões, sendo que R$ 4.962 milhões são relacionados à usina Angra
III com base em (a) uma data para a qual esperamos que a usina se torne operacional e (b) mudanças na taxa de desconto
utilizada para fazer os testes de impairment, devido a condições macroeconômicas do Brasil (para mais informações a respeito
dos atrasos da usina Angra III, por favor veja a nota 20 das nossas demonstrações financeiras consolidadas), e; (ii) a
consolidação dos resultados da CELG-D com nossos resultados para 2015, que só foram consolidados com nossos resultados
para o período final de três meses de 2014;
112
folha de pagamento e encargos relacionados, que aumentaram em R$ 1.010 milhão, ou 11,90%, para R$ 9.495 milhões em 2015
de R$ 8.485 milhões em 2014, devido a (a) um aumento nos salários após o acordo coletivo de trabalho de 2015; e (b) a adição
de outros funcionários devido à nossa aquisição da CELG-D em setembro de 2014; e
• eletricidade comprada para revenda, que aumentou R$ 341 milhões, ou 3,27%, para R$ 10,766 milhões em 2015 de
R$ 10.425 milhões em 2014, devido à consolidação dos resultados da CELG-D com os nossos resultados para 2015, que foram
apenas consolidados com os nossos resultados para o período final de três meses de 2014. Excluídas as despesas da CELG-D
para a compra de energia para revenda, o montante de energia comprada para revenda aumento para R$ 8.378 milhões em 2015
de R$ 7.820 milhões em 2014, principalmente devido a: (i) uma redução nas provisões para devedores duvidosos e (ii)
condições hidrológicas melhoradas em 2015.
O aumento nesses custos e despesas foi parcialmente compensado por uma redução em:
combustível para produção de eletricidade, que caiu em R$ 230 milhões, para R$ 1.250 milhão em 2015 de R$ 1.480 milhão em
2014, devido a uma redução na geração de nossas usinas termelétricas em decorrência das melhores condições hidrológicas em
2015; e
os resultados de investigação no valor de R$ 16 milhões em 2015, em comparação a R$ 195,1 milhões em 2014.
Receitas (Despesas) Financeiras, Líquidas
Receitas financeiras (despesas), líquidas resultaram em despesas de R$ 1.699 milhões em 2015 em comperação a rendimentos de
R$ 695 milhões em 2014. O aumento nas despesas foi principalmente devido a:
cobranças de dívidas, que aumentaram em R$ 2.975 milhões, ou 88,41% para R$ 6.340 milhões em 2015, de R$ 3.365 milhões
em 2014, devido a (i) aumento na taxa SELIC rate de 11,75% em 31 de dezembro de 2014 para 14,15% em 31 de dezembro de
2015; e (ii) a desvalorização de aproximadamente 45% do real em relação ao dólar americano em 2015; e,
remuneração por indenização - Lei nº 12.783, que caiu em R$ 904 milhões, ou 88,7%, para uma despesa de R$ 115 milhões em
2015 de R$ 1.019 milhão em 2014, tendo sido feitos os devidos reembolsos à Conta CDE para os valores de indenização
recebidos em excesso em 2015.
Esse aumento nas despesas foi parcialmente compensado por um aumento nas receitas financeiras de correção monetária líquidas, que
aumentaram em R$ 2.057 milhões, ou 594,18%, para R$ 2.403 milhões em 2015 de R$ 346 milhões em 2014, devido a um aumento
nos índices de inflação IPCA e IGP-M que são aplicáveis aos empréstimos concedidos a nós.
Resultados de Investimentos pelo Método de Equivalência
Nosso patrimônio líquido nos resultados de investimentos avaliados pelo método de equivalência patrimonial apresentou lucro de
R$ 531 milhões em 2015 comparado a perda de R$ 1.308 milhões em 2014, em função dos resultados negativos da Madeira Energia,
uma SPE, que apresentou lucro de R$ 7 milhões em 2015, comparado a uma perda de R$ 861 milhões em 2014, e a CEEE-GT, que
apresentou lucro de R$ 14 milhões em 2015, comparado a uma perda de R$ 91 milhões em 2014, e a CEEE-D, que apresentou uma
perda de R$ 10 milhões em 2015 comparado a uma perda de R$ 145 milhões em 2014.
Imposto de renda
A alíquota efetiva para 2015 foi de 4,96% em comparação com 26,21% em 2014. Os tributos relativos às despesas de contribuição
social e imposto de renda tiveram um aumento de R$ 991 milhões, para uma despesa de R$ 710 milhões em 2015, de uma despesa de
R$ 1.701 milhões em 2014. A redução foi principalmente devido ao fato de que: (i) apresentamos uma perda bruta maior em 2015 e
(ii) não reconhecemos determinados ativos tributários deferidos da Chesf e Furnas em 2014.
Prejuízo Líquido
Como resultado dos fatores discutidos acima, nosso prejuízo líquido aumentou em R$ 5.759 milhões, para R$ 11.917 milhões em
2015 de R$ 6.158 milhões em 2014.
Resultados do Segmento de Geração
Receitas Operacionais Líquidas
As receitas operacionais líquidas para o segmento de geração diminuíram em R$ 27 milhões, ou 0,16%, de R$ 17.095 milhões em
2014 para R$ 17.122 milhões em 2015, devido aos fatores descritos abaixo.
113
Vendas de Eletricidade
As vendas de eletricidade tiveram uma redução de R$ 62 milhão, ou 0,41%, para R$ 15.062 milhões em 2015, de R$ 15.124 milhões
em 2014. Essa redução foi devida a reduções em receitas de: (i) energia vendida no Livre Mercado; (ii) Eletronuclear, devido à
interrupção programada de operações na usina Angra II em outubro de 2015; e, (iii) CGTEE, devido a interrupções na usina Candiota
III, que resultaram na produção de menos energia e multas em razão da geração inferior aos níveis exigidos.
Encargos regulatórios sobre receitas
Encargos regulatórios sobre receitas tiveram uma redução em R$ 127 milhões, ou 17,28%, para R$ 608 milhões em 2015 de
R$ 735 milhões em 2014 devido a reduzidas receitas operacionais. Para a descrição do cálculo dos encargos regulatórios sobre receitas
por favor veja “-Descrição dos Itens da Linha Principal-Receitas Operacionais- Encargos Regulatórios sobre Receitas.”
Custos e Despesas Operacionais
Custos e despesas operacionais para o segmento de geração aumentaram em R$ 5.830 milhões, ou 39,83%, de R$ 14.639 milhões em
2014 para R$ 20.469 milhões em 2015.
O principal gerador do aumento nos custos e despesas operacionais foi:
encargos operacionais, que aumentaram em R$ 9.108 milhões, passando para R$ 7.488 milhões em 2015 de R$ 1.620 milhões
em 2014, devido ao fato de que (i) os impairment aumentou para R$ 5.470 milhões em 2015 de R$ 252 milhões em 2014, dos
quais R$ 4.962 milhões referem-se à usina de Angra III com base (a) na data em que esperamos que a usina entre em operação e
(b) alterações na taxa de desconto utilizada para fazer os testes de impairment, devido às condições macroeconômicas brasileiras
(para mais informações sobre os atrasos da usina de Angra III, ver nota explicativa nº 20 em nossas demonstrações financeiras
consolidadas) e (ii) contratos onerosos alterados para uma despesa de R$ 102 milhões em 2015 de um lucro de R$ 1.577
milhões em 2014, devido a reversões da Chesf em relação às usinas de Itaparica e Camaçari e da Energia Sustentável do Brasil
SA em relação à Jirau;
os resultados de investigação no valor de R$ 16 milhões em 2015, em comparação a R$ 195,1 milhões em 2014; e
outras despesas, que aumentaram R$ 97 milhões, ou 30,22%, para R$ 418 milhões em 2015, de R$ 321 milhões em 2014,
devido a (i) um aumento de R$ 87 milhões em custos relacionados a leasing e arrendamentos que aumentaram em 2015
acompanhando a inflação, conforme indicado pelo IPCA e (ii) despesas de inadimplência no valor de R$ 59 milhões.
Esse aumento nos custos e despesas foi parcialmente compensado por:
eletricidade comprada para revenda, que teve uma queda de R$ 2.866 milhão, ou 38,32%, para R$ 4.613 milhões em 2015, de
R$ 7.479 milhões em 2014, devido a uma redução no montante de energia vendida no Mercado Livre; e
combustível para produção de eletricidade, que teve uma redução de R$ 125 milhões, ou 9,87%, para R$ 1.142 milhão em 2015,
de R$ 1.267 milhão em 2014, devido à reduzida atividade de geração em nossas usinas termelétricas, decorrente da melhoria das
condições hidrológicas em 2015.
Impostos de renda
Os tributos relativos às despesas de contribuição social e imposto de renda tiveram um aumento de R$ 3.872 milhões, para uma
despesa de R$ 127 milhões em 2015, de uma despesa de R$ 3.999 milhões em 2014. A redução foi principalmente devido aos
seguintes fatos: (i) apresentamos uma perda antes de impostos maior em 2015 e (ii) não reconhecemos determinados ativos tributários
deferidos da Chesf e Furnas em 2014.
Resultados do Segmento de Transmissão
Receitas Operacionais Líquidas
As receitas operacionais líquidas para o segmento de transmissão aumentaram R$ 687 milhões, ou 13,80%, para R$ 5.665 milhões em
2015, de R$ 4.978 milhões em 2014, devido aos fatores mencionados abaixo.
Operação e Manutenção
As receitas de operação e manutenção aumentaram R$ 516 milhões, ou 19,85%, para R$ 3.116 milhões em 2015, de R$ 2.600 milhões
em 2014, principalmente em decorrência de: (i) novas receitas provenientes de investimentos para melhorar nosso sistema de
transmissão, (ii) a implementação de novos investimentos e (iii) a revisão anual de receitas anuais permitidas.
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Encargos regulatórios sobre receitas
Encargos regulatórios sobre receitas aumentaram em R$ 5 milhões, ou 3,18%, para uma despesa de R$ 162 milhões em 2015, de uma
despesa de R$ 157 milhões em 2014, principalmente devido ao aumento em nossas receitas em 2015. Para a descrição do cálculo dos
tributos incidentes sobre receitas por favor veja “-Descrição dos Itens da Linha Principal-Receitas Operacionais- Encargos
Regulatórios sobre Receitas.”
Atualização da taxa interna de retorno
Atualizações decorrentes da taxa interna de retorno tiveram um aumento em R$ 124 milhões, ou 17,37%, para R$ 838 milhões em
2015, de R$ 714 milhões em 2014, devido a um aumento de 17,3% nas receitas anuais permitidas, que aumentaram acompanhando o
índice de inflação IPCA.
Custos e Despesas Operacionais
Custos e despesas operacionais para o segmento de transmissão sofreram um aumento de R$ 2.559 milhões, ou 54,41%, para
R$ 4.703 milhões em 2014 de R$ 7.262 milhões em 2015.
O principal gerador do aumento nos custos e despesas operacionais foi:
encargos operacionais, que aumentaram em R$ 1.705 milhões, para uma despesa de R$ 1.683 milhões em 2015 a partir de uma
receita de R$ 22 milhões em 2014, devido a: (i) a promulgação da nova regulamentação pela ANEEL em 2014 (resolução
ANEEL nº 642 e nº 643/2014), o que permitiu nossas controladas de transmissão constituir novos ativos financeiros e (ii)
contratos onerosos celebrados pela Chesf e Furnas;
folha de pagamento e encargos sociais, que aumentaram R$ 286 milhões, ou 10,36%, para R$ 3.046 milhões em 2015, de
R$ 2.760 milhões em 2014, devido a um aumento dos salários em linha com a inflação.
construção - transmissão, que aumentou em R$ 292 milhões, ou 16,35%, para R$ 2.078 milhões em 2015, de R$ 1.786 milhões
em 2014, devido ao aumento dos investimentos no segmento de transmissão, o que resultou na implantação de 503 km de novas
linhas de transmissão; e
outras despesas, que aumentaram R$ 274 milhões, para R$ 382 milhões em 2015, de R$ 108 milhões em 2014, devido à
eliminação de efeitos contábeis como resultado de operações entre duas de nossas controladas.
Imposto de renda
Imposto de renda e contribuição social tiveram uma redução de R$ 2.241 milhões para R$ 277 milhões em 2015 de R$ 2.518 milhões
em 2014. A redução deveu-se principalmente ao fato de que os ativos tributários deferidos foram desreconhecidos em 2014.
Resultados do Segmento de Distribuição
Receitas Operacionais Líquidas
As receitas operacionais líquidas para o segmento de distribuição aumentaram em R$ 2.080 milhões, ou 22,15%, de R$ 9.391 milhões
em 2014 para R$ 11.471 milhões em 2015, devido aos fatores descritos abaixo. Este aumento foi principalmente devido a um aumento
nas receitas de venda de energia, que aumentaram R$ 6.120 milhões, ou 59,94%, para R$ 16.330 milhões em 2015 comparado a
R$ 10.210 milhões em 2014.
Imposto Sobre Receitas
Os tributos incidentes sobre as receitas aumentaram R$ 2.912 milhões, para R$ 5.389 milhões em 2015, de R$ 2.477 milhões em
2014, principalmente como resultado do aumento da receita devido à consolidação dos resultados da CELG-D com os nossos
resultados para 2015, que só foram consolidados com nossos resultados para o período de três meses finais de 2014. Para uma
descrição do cálculo de impostos sobre receitas, ver “ - Descrição de Itens de Linha Principais - Receitas Operacionais - Impostos
sobre Receitas.”
Encargos regulatórios sobre receitas
Os encargos regulatórios sobre as receitas aumentaram R$ 1.431 milhões, para R$ 1.543 milhões em 2015 de R$ 112 milhões em
2014, principalmente como resultado de um aumento na receita de nossas controladas de distribuição, que foi substancialmente
impactado pelos resultados de CELG-D, que foram consolidados com os nossos resultados para 2015, mas só foram consolidados com
nossos resultados para o período final de três meses de 2014. Para a descrição do cálculo dos encargos regulatórios sobre receitas por
favor veja “-Descrição dos Itens da Linha Principal-Receitas Operacionais- Encargos Regulatórios sobre Receitas.”
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Custos e Despesas Operacionais
Custos e despesas operacionais para o segmento de distribuição tiveram um aumento de R$ 5.937 milhões, ou 77,44%, para
R$ 13.604 milhões em 2015 de R$ 7.667 milhões em 2014.
O principal gerador do aumento nos custos e despesas operacionais foi:
folha de pagamento e encargos sociais aumentaram R$ 658 milhões, ou 37,05%, para R$ 2.434 milhões em 2015, de
R$ 1.776 milhões em 2014, devido a um aumento no número de funcionários graças à aquisição da CELG-D e aumento dos
salários em linha com a inflação;
a eletricidade comprada para revenda aumentou R$ 3.664 milhões, ou 96,50%, para R$ 7.461 milhões em 2015, de
R$ 3.797 milhões em 2014, devido à aquisição da CELG-D e ao aumento nos custos relacionado à compra de combustível pela
Amazonas D, que compra petróleo para a sua geração e distribuição; e
os encargos operacionais aumentaram R$ 1.160 milhões, passando de uma receita de R$ 543 milhões em 2014 para uma
despesa de R$ 617 milhões em 2015, devido a deteriorações no montante de R$ 94 milhões e um aumento nas provisões para
despesas de inadimplência de R$ 643 milhões, que foi principalmente devido a mudanças nos critérios usados para determinar o
subsídio para contas de créditos de liquidação duvidosa por nossas controladas de distribuição, principalmente CELG-D.
Imposto de renda
Imposto de renda e contribuição social tiveram uma redução de R$ 11 milhões para R$ 11 milhões em 2015 de R$ 22 milhões em
2014. A redução deveu-se principalmente à apresentação de uma perda maior antes de impostos em 2015.
Resultados do Segmento de Administração
Receitas Operacionais Líquidas
A receita operacional líquida do segmento de administração aumentou em R$ 266 milhões, para R$ 348 milhões em 2015 de
R$ 82 milhões em 2014, principalmente devido à aquisição da concessão de transmissão 10/2009 da nossa subsidiária Eletrosul.
Custos e Despesas Operacionais
Custos e despesas operacionais para o segmento de administração aumentaram em R$ 338 milhões ou 3,7%, para R$ 8.778 milhões
em 2015 de R$ 9.116 milhões em 2014.
O principal gerador do aumento nos custos e despesas operacionais foi:
os encargos operacionais diminuíram R$ 489 milhões, ou 6,4%, passando de R$ 7.681 milhões em 2014 para R$ 7.192 milhões
em 2015, em decorrência de: (i) R$ 4,1 bilhões em empréstimos compulsórios que foram reconhecidos somente em 2014,
devido um registo de eventos subsequentes descritos nas Notas 47 e 30 das nossas demonstrações financeiras consolidadas,
(ii) passivo a descoberto que aumentou da seguinte maneira: (a) na Amazonas Energia, em R$ 1.929 milhões, para
R$ 2.344 milhões em 2015, de R$ 415 milhões em 2014; (B) na CEPISA, em R$ 601 milhões, para R$ 563 milhões em 2015 de
R$ 38 milhões em 2014; e (c) na CERON, em R$ 645 milhões, para R$ 457 milhões em 2015, de R$ 189 milhões em 2014.
Resultados de Investimentos pelo Método de Equivalência
Nosso patrimônio líquido nos resultados de investimentos avaliados pelo método de equivalência patrimonial para o segmento de
administração mudou em R$ 4.516 milhões, para uma perda de R$ 6.092 milhões em 2015 de uma perda de R$ 1.576 milhões em
2014, principalmente devido às despesas que aumentaram em: (a) na Eletronuclear, de R$ 3.792 milhões, para R$ 4.791 milhões em
2015, de R$ 999 milhões em 2014; e (b) na Eletrosul, de R$ 876 milhões para uma despesa de R$ 912 milhões em 2015, de uma
receita de R$ 36 milhões em 2014.
Resultados Financeiros
Os resultados financeiros para o segmento de administração aumentaram em R$ 1.496 milhões, ou 60,71%, para R$ 3.959 milhões em
2015, de R$ 2.463 milhões em 2014 principalmente devido a:
variação cambial líquida que aumentou R$ 619 milhões, ou 91,6%, para um rendimento de R$ 1.295 milhões em 2015, a partir
de uma receita de R$ 676 milhões em 2014, devido a uma desvalorização de 45% do real em relação ao dólar americano em
2015;
receitas de aplicações financeiras, que aumentaram R$ 169 milhões, ou 38,5%, para um rendimento de R$ 608 milhões em
2015, de um lucro de R$ 439 milhões em 2014, devido ao aumento na taxa SELIC de 11,75% a partir de 31 de dezembro de
2014 para 14,15% em 31 de dezembro de 2015; e
116
receitas provenientes de financiamentos e empréstimos, que aumentaram em R$ 597 milhões, ou 24,77%, para um lucro de
R$ 3.008 milhões a partir de uma receita de R$ 2.411 milhões em 2014, devido a (i) aumento na taxa SELIC de 11,75% em
31 de dezembro de 2014 para 14,15% em 31 de dezembro de 2015; e (ii) a desvalorização de aproximadamente 45% do real em
relação ao dólar americano em 2015.
Esse aumento foi parcialmente compensado por um aumento de:
encargos de dívidas, que aumentaram R$ 947 milhões, ou 62,72%, para uma despesa de R$ 2.457 milhões em 2015, de uma despesa
de R$ 1.510 milhões em 2014, devido a (i) aumento na taxa SELIC de 11,75% a partir de 31 de dezembro de 2014 para 14,15% em 31
de dezembro de 2015; e (ii) a desvalorização do real em aproximadamente 45% em relação ao dólar americano em 2015.
Imposto de renda
Os tributos relativos às despesas de contribuição social e imposto de renda para o segmento administrativo tiveram um aumento de
R$ 629 milhões, para uma despesa de R$ 871 milhões em 2015, de uma despesa de R$ 242 milhões em 2014. Não obstante o fato de
que o nosso prejuízo antes de impostos da demonstração contábil cresceu substancialmente em relação a 2014, nossas despesas com
fins de imposto de renda aumentaram devido ao fato de que em 2014 apresentamos uma perda líquida. Em 2014, não reconhecemos os
tributos correntes e apenas reconhecemos os tributos deferidos reconhecidos para as diferenças temporárias incorridas em 2014. Em
2015, incorremos em um lucro fiscal, uma vez que uma grande parte de nossas despesas de relatórios financeiros correspondeu às
diferenças temporárias e permanentes que foram utilizadas para calcular o nosso lucro fiscal, tais como despesas de empréstimos
compulsórios, que aumentaram para R$ 5,7 bilhões em 2015 de R$ 308 milhões em 2014, e as despesas de equivalência patrimonial,
que aumentaram para R$ 6,1 bilhões em 2015 a partir de R$ 278 milhões em 2014. Isso resultou em uma despesa de imposto de renda
atual e um aumento em nossas despesas com imposto de renda deferido para R$ 480 milhões em 2015, de R$ 236 milhões em 2014.
B. Liquidez e Recursos de Capital
Nossas principais fontes de liquidez são oriundas do caixa gerado pelas nossas operações e de empréstimos recebidos de diversas
fontes, incluindo o Fundo RGR (criado para compensar as concessionárias de eletricidade por despesas não compensadas quando do
término das concessões), empréstimos de terceiros, incluindo agências internacionais e realizações de vários investimentos junto ao
Banco do Brasil S.A. e Caixa Econômica Federal, nos quais somos obrigados por lei a depositar o excedente disponível. Além disso,
em 20 de outubro de 2011 emitimos bond notes a 5,75% no valor de US$ 1,75 bilhão, com vencimento em 2021.
Requeremos financiamento principalmente para financiar a modernização e expansão das nossas unidades de geração e transmissão e
à amortização das nossas obrigações de dívida vincendas. Além disso, por intermédio das nossas controladas, estamos participando da
licitação para novas linhas de transmissão e novos contratos de geração. Se formos vencedores em qualquer licitação, necessitaremos
de recursos adicionais para financiar os investimentos necessários à expansão das operações aplicáveis.
De tempos em tempos, consideramos eventualmente possíveis novas oportunidades de investimento e podemos financiar esses investimentos
com recursos gerados por nossas operações, empréstimos, emissões de títulos de dívida e ações, aumentos de capital ou outras fontes de
financiamento que possam estar disponíveis no momento oportuno. Atualmente temos capacidade de financiamento de até R$ 4,1 bilhões em
dispêndios além dos recursos existentes sem a necessidade de acessar os mercados de capitais. Estes recursos representam uma parte das
receitas que geramos das nossas vendas de eletricidade e os juros que recebemos das nossas atividades de concessão de empréstimo.
Fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos no longo prazo
Nossas principais fontes de financiamento para capital de giro e investimentos em ativo imobilizado nos últimos três anos são: (i)
indenizações de concessões renovadas nos termos da Lei nº 12.783, aprovadas pelo poder concedente; (ii) recebíveis relativos ao
financiamento concedido em favor da Itaipu, (iii) nossos próprios fluxos de caixa operacionais; (iv) empréstimos de credores
domésticos e internacionais, tais como a Caixa Econômica Federal (“CEF”), Banco do Brasil S.A. (“BB”) e o Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social (“BNDES”); e (v) empréstimos de agências de crédito internacionais. Além disso, nossas fontes
de financiamento incluem investimentos que somos obrigados a fazer com o BB, considerando que somos obrigados a depositar
recursos disponíveis nestas instituições financeiras federais.
Os principais usos de recursos por nós se referem (i) ao pagamento ou renegociação de dívida; (ii) ao financiamento para a melhoria e
expansão de seus projetos de geração, transmissão e distribuição; (iii) à possibilidade de participação, por intermédio de nossas
controladas, em processos licitatórios com relação a novas linhas de transmissão e novos contratos de geração, uma vez que, se formos
vencedores em qualquer desses processos licitatórios, precisaremos de recursos adicionais para financiar os investimentos necessários
à expansão das operações aplicáveis.
Semelhante a outras empresas em nosso setor, monitoramos nossas obrigações com base no coeficiente de alavancagem financeira.
Este coeficiente corresponde à dívida líquida dividida pelo capital total. A dívida líquida corresponde ao total de empréstimos e
financiamentos (excluindo valores relativos ao RGR e incluindo empréstimos e financiamentos de curto e longo prazo, conforme
estabelecido no balanço patrimonial consolidado), deduzidas as disponibilidades. O capital total é calculado pelo acréscimo do
patrimônio líquido (conforme estabelecido no balanço patrimonial consolidado) e a dívida líquida.
117
Nossos principais usos de recursos em 2016 foram para investimentos no montante de R$ 8.710,9 milhões e obrigações de serviço de
dívida de R$ 8.344,1 milhões. Atendemos a esses requisitos com (1) caixa e equivalentes de caixa, investimentos financeiros de longo
prazo e recursos gerados das atividades operacionais (totalizando R$ 10.619,2 milhões), (2) financiamento de longo prazo (totalizando
R$ 3.503,4 milhões) e (3) AFAC (totalizando R$ 2.932,4 milhões). Nossa administração acredita que temos fontes de liquidez
suficientes para honrar nossos compromissos financeiros mediante o uso combinado de nosso fluxo de caixa operacional, o
recebimento de todas as indenizações já aprovadas pelo concedente em virtude da Lei 12.783 e as receitas de empréstimos e
financiamentos já contratados e que poderiam ser tomados, se necessário. Em 31 de dezembro de 2016, estávamos em situação de
déficit de capital de giro (ou seja, o passivo circulante total consolidado excede o total do ativo circulante consolidado). Para corrigir
nossa situação atual de deficiência de capital de giro, nosso Conselho de Administração aprovou um plano de negócios estratégico
com o objetivo de reduzir investimentos, privatizar as empresas de distribuição, vender propriedades administrativas, vender
determinadas SPEs, estruturar uma estratégia de planejamento tributário para otimizar nossos impostos e melhorar o uso de créditos
fiscais, implementar um plano de desligamento voluntário e criar um centro de serviços compartilhados.
Fluxos de Caixa
O quadro abaixo ilustra os nossos fluxos de caixa líquidos em relação aos períodos apresentados: Para o Exercício Findo em 31 de
dezembro de
Para o exercício findo em 31 de dezembro
2016 2015 2014
(em milhares de R$)
Fluxos de caixa líquidos:
Oriundos de atividades operacionais 1.888.738 6.980.474 5.192.461
Oriundos (utilizados) de atividades de investimento (5.473.806 ) (9.012.552 ) (10.637.002 )
Oriundos (utilizados) de atividades de financiamento 2.870.763 2.018.973 3.254.036
Fluxo de Caixa de Atividades Operacionais
Nossos fluxos de caixa de atividades operacionais resultam fundamentalmente:
da venda e transmissão de energia para uma estável e diversa base de clientes de varejo e no atacado a preços fixos;
o pagamento de encargos financeiros;
o pagamento de reserva global de reversão;
montantes recebidos da receita anual permitida;
o recebimento de compensação de ativos financeiros;
o recebimento de encargos financeiros;
o pagamento de imposto de renda e contribuições sociais;
receitas recebidas de investimentos em ações;
os pagamentos suplementares de aposentadoria;
o pagamento de provisões legais;
depósitos judiciais; e
de depósitos para processos judiciais em casos nos quais atuamos no polo ativo da ação e somos condenados a efetuar um
depósito ao juízo competente.
Os fluxos de caixa de atividades operacionais foram suficientes para atender as necessidades operacionais e de dispêndios durante os
períodos em questão.
Em 2016, nossos fluxos de caixa de atividades operacionais diminuíram na ordem de R$ 5,09 bilhões, ou seja, para R$ 1,89 bilhões
em 2016 de R$ 6,98 bilhões em 2015. Esta variação deveu-se principalmente ao fato de que não recebemos um pagamento de
indenização em 2016, enquanto recebemos um pagamento de indenização no montante de R$ 4,0 bilhões em 2015.
Em 2015, nossos fluxos de caixa de atividades operacionais cresceram na ordem de R$ 1,8 bilhão, ou seja, de R$ 5,2 bilhões em 2014
para R$ 6,98 bilhões em 2015. Esta variação se deve a um crescimento nos pagamentos de indenização recebidos na ordem de
R$ 4,0 bilhões em 2015 de R$ 2,8 bilhões em 2014.
Fluxos de Caixa de Atividades de Investimentos
Nossos fluxos de caixa de atividades de investimentos demonstram fundamentalmente:
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aquisições de investimentos, isto é, parcerias celebradas com terceiros do setor privado em relação à operação de novas
unidades;
aquisições de imobilizado, isto é, investimentos principalmente em equipamentos necessários para atividades operacionais;
empréstimos e financiamentos - pagamento;
aquisição de ativo imobilizado;
aquisição de ativos intangíveis;
aquisição de ativos de concessão;
aquisição/aumento de capital na subsidiária;
adiantamentos para futuro aumento de capital;
fluxo de caixa líquido de aquisição de subsidiária; e
dividendos pagos por nossas controladas.
Em 2016, nossos fluxos de caixa de atividades de investimentos sofreram uma queda na ordem de R$ 3,5 bilhão, ou 39,26%, de um
fluxo de saída na ordem de R$ 5,5 bilhões em 2016 para um fluxo de entrada na ordem de R$ 9 bilhões em 2015. Essa variação
decorreu de uma redução de R$ 2,4 bilhões na aquisição de ativos imobilizados e de R$ 1,2 bilhão na aquisição de ativos de
concessão.
Em 2015, nossos fluxos de caixa de atividades de investimentos sofreram uma queda na ordem de R$ 1,6 bilhão, ou 15,27%, de um
fluxo de saída na ordem de R$ 9 bilhões em 2015 para um fluxo de entrada na ordem de R$ 10,6 bilhões em 2014. Esta variação se
deve à uma queda de R$ 1,5 bilhão em aportes de capital realizados às nossas controladas e SPEs em 2015 e um aumento de
R$ 2,0 bilhões em valores recebidos de empréstimos e financiamentos concedidos, que foram parcialmente compensados por um
aumento de R$ 1,3 bilhão em valores desembolsados em relação à implantação dos seguintes ativos imobilizados: Complexo Eólico
Hermenegildo, VamCruz, Santo Sé II, Chapada do Piauí I, Geribatu, Chuí, Serra das Vacas, Santo Antônio e Jirau.
Fluxos de Caixa de Atividades de Financiamentos
Nossos fluxos de caixa utilizados em atividades de financiamentos demonstram fundamentalmente a receita de juros que recebemos
de empréstimos no curto e longo prazos feitos em favor de empresas não coligadas com operações no setor de energia brasileiro.
Em 2016, nossos fluxos de caixa de atividades de financiamentos sofreram um aumento na ordem de R$ 0,9 bilhão, para um fluxo de
entrada de R$ 2,9 bilhões em 2016 de R$ 2 bilhões em 2015. Esta variação deveu-se principalmente a uma redução de R$ 0,8 bilhão
em pagamentos de capital em empréstimos e financiamentos, uma redução em empréstimos e financiamentos de R$ 3,9 bilhões
obtidos por Furnas (R$ 1,7 bilhão), Eletrosul (R$ 0,7 bilhão ), Chesf (R$ 0,7 bilhão) e Eletronuclear (R$ 0,5 bilhão) e parcialmente
compensada por um aumento de R$ 2,9 bilhões antecipados para futuro aumento de capital obtido junto ao Governo Federal e o
aumento de R$ 1 bilhão devido à transferência da Reserva Global de Reversão.
Em 2015, nossos fluxos de caixa de atividades de financiamentos sofreram uma queda na ordem de R$1,2 bilhão, para um fluxo de
entrada de R$ 2 bilhões em 2015 de R$ 3.2 bilhões de 2014. Esta variação se deve principalmente a um aumento de R$ 2,1 bilhões em
pagamentos do valor principal relativos a empréstimos e financiamentos contratados por nós e parcialmente compensados por uma
redução de R$ 792 milhões em pagamentos de dividendos e juros sobre o capital próprio efetuados aos nossos acionistas.
Vínculo entre Lucros Acumulados e Fluxos de Caixa Apropriados
Em 31 de dezembro de 2016, nosso balanço patrimonial demonstrou reservas acumuladas na ordem de R$ 1,7 milhões, o que consistiu
em nossas reservas estatutárias, mas não incluem a remuneração não paga dos acionistas (consulte “Item 8.A, Demonstrações
Financeiras Consolidadas e Outras Informações - Política sobre distribuição de dividendos”).
Dispêndios de Capital
Nos últimos três anos, nós investimos em média R$ 10,17 bilhões ao ano em expansão, modernização, pesquisa, infraestrutura e
qualidade ambiental. Aproximadamente 17,8% foi investido em nosso segmento de geração, 17,0% em nosso segmento de
transmissão e o restante em nosso segmento de distribuição e outros investimentos.
Nossa principal atividade consiste em geração, transmissão de energia e pretendemos investir nestes segmentos nos próximos anos.
De acordo com o Plano Anual EPE 10 (2014-2024), estima-se que o Brasil terá 211.615 km de linhas de transmissão e capacidade
instalada de geração de 206,4 GW até 2024, comparado a 150,3 GW em 2016. Estes investimentos pelo Brasil representarão
aproximadamente R$ 376 bilhões. Sendo o maior participante de mercado atual em termos de linhas de transmissão, esperamos
participar de alguns destes novos investimentos. Em conformidade com o novo Plano de Negócios, lançado em novembro de 2016,
acreditamos que de 2017 a 2021 investiremos aproximadamente R$ 35,7 bilhões em nossos negócios de geração, transmissão e
distribuição. Como estamos buscando privatizar nossas empresas de distribuição até 2017, acreditamos que o investimento no
segmento de distribuição seja apenas para o ano de 2017.
119
Para estes investimentos em geração e transmissão, esperamos utilizar os recursos oriundos do nosso fluxo de caixa líquido, bem
como do acesso a mercados de capitais nacionais e internacionais e financiamentos bancários.
Nossas despesas de capital para ativos fixados, bens intangíveis e ativos de concessão em 2016, 2015 e 2014 foram R$ 3,7 bilhões,
R$ 7,7 bilhões e R$ 6,1 bilhões, respectivamente. Estes valores representam os valores orçados e não equivalem aos montantes do
fluxo de caixa devidos ao processo de consolidação contábil e eliminação de recursos de empresas do mesmo grupo econômico.
C. Pesquisa e Desenvolvimento, Licenças e Patentes
Pesquisa e Desenvolvimento
As principais atividades de pesquisa, desenvolvimento e inovação do Sistema Eletrobras são realizadas pelo Centro de Pesquisas de
Energia Elétrica (Cepel), associação sem fins lucrativos fundada em 1974 por nós e nossas controladas: Chesf, Eletronorte, Eletrosul e
Furnas. O objetivo do Centro é desenvolver e oferecer soluções em tecnologia sustentáveis para a geração, transmissão e distribuição
de energia por meio de atividades de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (P & D + I) no setor de energia brasileiro. A Eletrobras é
a principal patrocinadora da Cepel e possui apoio técnico do Centro na coordenação de programas nacionais importantes, tais como
“Luz para Todos”, o “Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica” (Procel), “Programa de Incentivos às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica” (Proinfa) e “Programa Nacional de Iluminação Pública e Sinalização Semafórica Eficientes” (ReLuz). A Cepel também participa da elaboração dos Planos Decenais de Expansão de Energia Elétrica da Eletrobras. A fim de
apoiar suas atividades de pesquisa, a Cepel criou um complexo de 34 laboratórios, alguns credenciados pelo Instituto Nacional de
Metrologia, que realizam uma série de experimentos, serviços e testes de tecnologia. São dignos de nota os laboratórios de Alta
Tensão e Alta Energia - os maiores de sua espécie no Hemisfério Sul - e o Laboratório de Ultra Alta Tensão, em seus estágios finais
de implementação tendo apenas um similar no mundo inteiro. Além disso, o Centro possui duas unidades de demonstração e
referência: CRESESB, que promove o uso de energia solar e eólica, e CATE, que promove o uso eficiente de eletricidade. De acordo
com as orientações do Comitê de Políticas Tecnológicas (CPT), a Cepel prioriza projetos estratégicos e estruturantes, distribuídos em
sete principais áreas de pesquisa, cada um realizado por departamento específico: (i) DEA - Otimização de Energia e Ambiente; (ii)
DRE - Redes Elétricas; (iii) DAS - Automação de Serviços; (iv) DLE - Linhas e Estações; (v) DTD - Tecnologia de Distribuição; (vi)
DTE - Tecnologias Especiais; e (vii) Laboratórios (Pesquisa Experimental) - Departamentos DLA e DLF.
As atividades da Cepel possuem papel importante no apoio da nossa atividade principal de geração, transmissão, distribuição e
comercialização de energia elétrica.
Licenças e Patentes
Entre outros, registramos “Eletrobras” como marca registrada no Instituto Nacional de Propriedade Industrial - INPI. Além disso, a
Cepel possui vinte e oito patentes, a Eletronorte possui cinquenta e uma patentes, a Eletrosul possui seis patentes e Furnas possui nove
patentes registradas no INPI relativas a equipamentos e processos de fabricação. Adicionalmente, Furnas possui três patentes
registradas nos Estados Unidos, uma patente registrada no Canadá e a Cepel possui seis patentes registradas fora do Brasil.
Seguro
Mantemos seguro contra incêndios, desastres naturais, acidentes envolvendo terceiros, outros riscos relacionados com o transporte e
montagem de equipamentos, construção de usinas e múltiplos riscos. Nossas controladas e a Itaipu possuem cobertura de seguro
semelhante. Não possuímos cobertura de seguro contra riscos de interrupção comercial porque não acreditamos que os elevados
prêmios sejam justificados pelos baixos riscos de uma interrupção significativa, considerando a energia disponível no Sistema de
Energia Inter-relacionada. Acreditamos que mantemos seguro que são usuais no Brasil e adequados para a atividade que
desenvolvemos.
D. Informações sobre Tendências
Nossa administração identificou as seguintes tendências chave, que contêm determinadas informações futuras e devem ser lidas em
conjunto com a “Nota sobre Informações Prospectivas” e “Item 3.A, Fatores de Risco.” Fundamentalmente, acreditamos que estas
tendências nos permitirão continuar a desenvolver nossas atividades e melhorar nossa imagem corporativa:
eletricidade está em demanda constante: diferente daqueles setores que são especificamente vulneráveis a condições cíclicas no
mercado e/ou sazonalidade, a demanda por eletricidade é constante. Acreditamos que continuaremos com capacidade de estabelecer
tarifas de acordo com as condições de mercado, em especial no segmento de geração. Embora as tarifas no segmento de transmissão
sejam fixadas anualmente pelo Governo Brasileiro, acreditamos que estas tarifas continuem em uma tendência de aumento;
120
a participação em leilões futuros nos permitirá crescer: esperamos participar de um número crescente de futuros leilões de
energia nova, bem como novos leilões de transmissão e, portanto, precisamos investir em novas usinas de geração de energia
(hidrelétrica, eólica, biomassa e térmica) e novas linhas de transmissão, a fim de expandir a rede existente e manter nossa
participação de mercado atual. Acreditamos também que o foco em geração e transmissão nos possibilitará maximizar os lucros,
aumentando a eficiência em nossa infraestrutura existente e capitalizando oportunidades resultantes da nova infraestrutura;
receitas de terceiros para a manutenção de instalações: embora nossa atividade principal permaneça nos segmentos de geração
e transmissão, aumentamos satisfatoriamente nossas receitas nos períodos recentes utilizando nossa expertise em prestar
serviços de manutenção para outras empresas em nosso setor. Nossa subsidiária Eletronorte foi essencial para atingir esse
resultado. Esperamos que esta tendência continue, melhorando assim nossa posição financeira;
foco crescente em questões de saúde, segurança e ambiente: Há uma tendência no Brasil e no mundo no sentido de aumentar as
preocupações de proteção do ambiente. Isto nos impacta de várias formas, incluindo a lidar com questões sociais e políticas que
possam surgir quando procuramos construir novas instalações (especialmente em áreas remotas do Brasil) e redução de metas de
emissões de carbono a partir de instalações que dependem de combustíveis fósseis. Um dos principais desafios para nós será
equilibrar estas preocupações ambientais contra o crescimento de nossos negócios, à medida que estas preocupações
naturalmente aumentam as pressões de custos. Há também uma tendência crescente no Brasil no sentido de haver exigências de
saúde e segurança mais rigorosas no que diz respeito às autorizações de funcionamento das nossas instalações, que também
impõe desafios de pressão de custos em nossos negócios; e
efeito da Lei nº 12.783: A Lei 12.783 continuará a afetar a forma na qual justificamos nossas concessões. Esperamos renovar
contratos adicionais para o período máximo de 30 anos em patamares de tarifa significativamente inferiores. Consequentemente,
podemos continuar a registrar o valor das nossas concessões renovadas e registrar “contratos onerosos” na geração de caixa.
E. Ajustes não demonstráveis em Balanço Patrimonial (em milhares de R$)
Nós atuamos como fiadores, na proporção de nossa participação societária, em vários projetos cujos valores afiançados são descritos
abaixo em milhares de R$:
Empresa Projeto
Banco Financiador Modalidade
Participação
da Empresa
Valor do Financiamento
Saldo Devido em 31/12/2016
Saldo Garantido
pela Eletrobras
Fim da Garantia
Eletrobras Norte Energia BNDES SPE 15,00 % 2.025.000 2.275.156 22.752 15/01/2042
Eletrobras Norte Energia CEF SPE 15,00 % 1.050.000 1.218.880 12.189 15/01/2042 Eletrobras Norte Energia BTG Pactual SPE 15,00 % 300.000 348.251 3.483 15/01/2042
Eletrobras
Norte Energia
Garantia de
Desempenho do Contrato
SPE
15,00 % 39.225 39.225 392 30/04/2019
Eletrobras Rouar CAF SPE 50,00 % 31.833 31.833 318 30/09/2017
Eletrobras Mangue Seco II BNB SPE 49,00 % 40.951 36.132 361 14/10/2031 Eletrosul ESBR BNDES SPE 20,00 % 727.000 874.307 8.743 15/08/2034
Eletrosul ESBR BNDES SPE 20,00 % 232.500 244.931 2.449 15/01/2035
Eletrosul
ESBR BNDES
REPASSE
SPE
20,00 % 717.000 890.130 8.901 15/08/2034
Eletrosul
ESBR BNDES
REPASSE
SPE
20,00 % 232.500 239.625 2.396 15/01/2035
Eletrosul Cerro Chato
I, II e III
Banco do
Brasil
Empresarial
100,00 % 223.419 100.313 1.003 15/07/2020 Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 126.221 54.213 542 15/06/2021
Eletrosul
Artemis
Transmissora de Energia
BNDES
Empresarial
100,00 % 170.029 27.544 275 15/10/2018
Eletrosul UHE Mauá BNDES Empresarial 100,00 % 182.417 138.514 1.385 15/01/2028
Eletrosul
UHE Mauá BNDES/Banco
do Brasil
Empresarial
100,00 % 182.417 138.534 1.385 15/01/2028
Eletrosul UHE Passo de
São João
BNDES
Empresarial
100,00 % 183.330 127.838 1.278 15/07/2026
Eletrosul
SC Energia BNDES/Banco
do Brasil
Empresarial
100,00 % 50.000 11.741 117 15/05/2019
Eletrosul SC Energia BNDES/BDRE Empresarial 100,00 % 50.000 11.711 117 15/05/2019
Eletrosul SC Energia BNDES Empresarial 100,00 % 103.180 23.551 236 15/05/2019
Eletrosul SC Energia BNDES Empresarial 100,00 % 67.017 24.590 246 15/03/2021
Eletrosul UHE São
Domingos
BNDES
Empresarial
100,00 % 207.000 173.333 1.733 15/06/2028
Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 41.898 31.327 313 15/03/2027
Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 9.413 7.670 77 15/08/2027 Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 12.000 7.941 79 15/08/2027
Eletrosul UHE Passo de
São João
BNDES
Empresarial
100,00 % 14.750 10.565 106 15/07/2026
Empresa Projeto
Banco Financiador Modalidade
Participação
da Empresa
Valor do Financiamento
Saldo Devido em 31/12/2016
Saldo Garantido
pela Eletrobras
Fim da Garantia
Eletrosul Projetos
Corporativos
da Eletrosul
Banco do
Brasil
Empresarial
100,00 % 250.000 195.696 1.957 15/11/2023
Eletrosul Teles Pires BNDES SPE 24,50 % 296.940 336.361 3.364 15/02/2036
Eletrosul
Teles Pires BNDES/Banco
do Brasil
SPE
24,50 % 294.000 333.196 3.332 15/02/2036
Eletrosul
Teles Pires Emissão de
Debêntures
SPE
24,50 % 160.680 170.199 1.702 30/05/2032
Eletrosul Livramento
Holding
BNDES
SPE
49,00 % 91.943 22.206 222 15/06/2030 Eletrosul Chuí Holding BNDES SPE 49,00 % 186.082 179.100 1.791 15/12/2031
Eletrosul
Transmissora
Sul Brasileira de Energia S.A.
BNDES
SPE
80,00 % 209.974 180.788 1.808 15/07/2028
Eletrosul
Transmissora
Sul Brasileira de Energia S.A.
Emissão de
Debêntures
SPE
80,00 % 62.040 88.054 881 15/09/2026
Eletrosul
Costa Oeste
Transmissora de Energia S.A.
BNDES
SPE
49,00 % 17.846 14.962 150 01/11/2022
121
Empresa Projeto
Banco Financiador Modalidade
Participação
da Empresa
Valor do Financiamento
Saldo Devido em 31/12/2016
Saldo Garantido
pela Eletrobras
Fim da Garantia
Eletrosul Santa Vitória
do Palmar
Holding S.A.
BNDES SPE
49,00 % 197.950 215.684 2.157 16/06/2031
Eletrosul Santa Vitória
do Palmar
Holding S.A.
BRDE SPE
49,00 % 98.000 108.290 1.083 16/06/2031
Eletrosul Santa Vitória
do Palmar
Holding S.A.
Emissão de Debêntures
SPE
49,00 % 44.100 55.678 557 15/06/2028
Eletrosul
Transmissora
Sul Litorânea
do Brasil
BNDES SPE
51,00 % 252.108 231.974 2.320 15/02/2029
Eletrosul Complexo São
Bernardo KfW Empresarial
100,00 % 29.854 45.709 457 30/12/2038
Eletrosul Complexo São
Bernardo KfW Empresarial
100,00 % 136.064 157.988 1.580 30/12/2042
Eletrosul
Complexo
Eólico Livramento -
Entorno II
CEF Empresarial
100,00 % 200.000 212.844 2.128 07/08/2017
Eletrosul Projetos
Corporativos
da Eletrosul 2
BTG Pactual Empresarial
100,00 % 250.000 285.310 2.853 02/03/2017
Eletrosul Eólica
Hermenegildo I
S/A
BNDES SPE
99,99 % 109.566 109.042 1.090 15/06/2032
Eletrosul
Eólica
Hermenegildo I
S/A
BRDE SPE
99,99 % 47.764 49.474 495 15/06/2032
Eletrosul Eólica
Hermenegildo
II S/A
BNDES SPE
99,99 % 109.590 109.080 1.091 15/06/2032
Eletrosul Eólica
Hermenegildo
II S/A
BRDE SPE
99,99 % 47.775 47.854 479 15/06/2032
Eletrosul Eólica
Hermenegildo
III S/A
BNDES SPE
99,99 % 93.367 92.933 929 15/06/2032
Eletrosul Eólica
Hermenegildo
III S/A
BRDE SPE
99,99 % 40.703 40.771 408 15/06/2032
Eletrosul Eólica Chuí IX
S/A BNDES SPE
99,99 % 31.561 31.414 314 15/06/2032
Eletrosul Eólica Chuí IX
S/A BRDE SPE
99,99 % 13.758 13.781 138 15/06/2032 Eletronorte São Luis II e III BNDES Empresarial 100,00 % 13.653 7.859 79 15/11/2024
Eletronorte Miranda II BNDES Empresarial 100,00 % 47.531 20.069 201 15/11/2024
Eletronorte Ribeiro
Gonç./Balsas BNB Empresarial
100,00 % 70.000 57.300 573 03/06/2031
Eletronorte Lechuga/J.
Teixeira BASA Empresarial
100,00 % 25.720 19.860 199 10/01/2029
Eletronorte Subestação
Nobres BNDES Empresarial
100,00 % 10.000 6.567 66 15/03/2028
Eletronorte Subestação
Miramar/Tucur
uí
BNDES Empresarial
100,00 % 31.000 21.539 215 15/08/2028
Eletronorte Expansão da
Subestação
Lechuga
BNDES Empresarial
100,00 % 35.011 24.878 249 15/10/2028
Eletronorte Norte Brasil
Transmissora BNDES SPE
49,00 % 514.500 458.514 4.585 15/12/2029
Eletronorte Norte Brasil
Transmissora
Emissão de Debêntures
SPE
49,00 % 98.000 139.868 1.399 15/09/2026
Eletronorte Linha Verde
Transmissora BASA Empresarial
100,00 % 185.000 201.441 2.014 10/11/2032
Eletronorte Manaus
Transmissora BNDES SPE
30,00 % 120.300 95.822 958 15/12/2026
Eletronorte Estação de
Transmissão de
ENergia
BNDES Empresarial
100,00 % 505.477 390.994 3.910 15/11/2028
Empresa Projeto
Banco Financiador Modalidade
Participação
da Empresa
Valor do Financiamento
Saldo Devido em 31/12/2016
Saldo Garantido
pela Eletrobras
Fim da Garantia
Eletronorte Estação de
Transmissão de
ENergia
BASA Empresarial
100,00 % 221.789 201.375 2.014 15/10/2031
Eletronorte Estação de
Transmissão de
ENergia
BASA Empresarial
100,00 % 221.789 214.959 2.150 10/07/2031
Eletronorte Rio Branco
Transmissora BNDES Empresarial
100,00 % 138.000 109.763 1.098 15/03/2027
Eletronorte
Transmissora
Matogrossense Energia
BASA SPE
49,00 % 39.200 36.975 370 01/02/2029
Eletronorte
Transmissora
Matogrossense Energia
BNDES SPE
49,00 % 42.777 29.411 294 15/05/2026
Eletronorte Rei dos Ventos
1 Eolo BNDES SPE
24,50 % 30.851 26.829 268 15/10/2029
Eletronorte Brasventos
Miassaba 3 BNDES SPE
24,50 % 30.984 26.936 269 15/10/2029
Eletronorte Rei dos Ventos
3 BNDES SPE
24,50 % 32.533 28.276 283 15/10/2029
122
Empresa Projeto
Banco Financiador Modalidade
Participação
da Empresa
Valor do Financiamento
Saldo Devido em 31/12/2016
Saldo Garantido
pela Eletrobras
Fim da Garantia
Eletronorte
Belo Monte
Transmissora
de Energia S.A.
Itaú BBA SPE
24,50 % 49.735 49.854 499 26/04/2017
Eletronorte
Belo Monte
Transmissora
de Energia S.A.
Santander SPE
24,50 % 49.000 49.119 491 26/04/2017
Eletronorte
Belo Monte
Transmissora
de Energia S.A.
State Grid Brazil S.A.
Empresarial
100,00 % 294.700 318.795 3.188 28/07/2029
Eletronorte
Belo Monte
Transmissora
de Energia S.A.
ABC SPE
24,50 % 18.375 19.264 193 31/05/2017
Eletronorte
Belo Monte
Transmissora
de Energia S.A.
Banco da China SPE
24,50 % 6.125 6.310 63 30/04/2017
Eletronorte
Belo Monte
Transmissora
de Energia S.A.
PINE SPE
24,50 % 6.125 6.392 64 31/05/2017
Eletronorte
Belo Monte
Transmissora
de Energia S.A.
Banco de
Construção da
China
SPE
24,50 % 93.100 96.894 969 31/03/2017
Eletronorte
Belo Monte
Transmissora
de
ICBC SPE
24,50 % 9.800 9.849 98 30/06/2017
123
Empresa Projeto
Banco Financiador Modalidade
Participação
da Empresa
Valor do Financiamento
Saldo Devido em 31/12/2016
Saldo Garantido
pela Eletrobras
Fim da Garantia
Energia S.A.
Eletronorte Norte Energia BNDES SPE 19,98 % 2.697.300 3.030.508 30.305 15/01/2042
Eletronorte Norte Energia CEF SPE 19,98 % 1.398.600 1.623.548 16.235 15/01/2042 Eletronorte Norte Energia BTG Pactual SPE 19,98 % 399.600 463.871 4.639 15/01/2042
Eletronorte
Implementação
da PAR e PMIS
BNDES Empresarial
100,00 % 361.575 322.784 3.228 15/12/2023
Eletronorte
Porto Velho
Transmissora de Energia
BNDES Empresarial
100,00 % 283.411 245.676 2.457 15/08/2028
Eletronorte
Reforço da
Estrutura de Capital de Giro
CEF Empresarial
100,00 % 400.000 391.658 3.917 30/04/2019
Eletronorte UHE Sinop BNDES SPE 24,50 % 256.270 175.203 1.752 15/06/2038
Eletronuclear Angra III BNDES Empresarial 100,00 % 6.146.256 3.480.338 34.803 15/06/2036 Chesf ESBR BNDES SPE 20,00 % 727.000 874.307 8.743 15/08/2034
Chesf ESBR BNDES SPE 20,00 % 232.500 244.931 2.449 15/01/2035
Chesf ESBR BNDES
REPASSE SPE
20,00 % 717.000 890.130 8.901 15/08/2034
Chesf ESBR BNDES
REPASSE SPE
20,00 % 232.500 239.625 2.396 15/01/2035
Chesf Manaus
Transmissora BNDES SPE
19,50 % 78.195 62.284 623 15/12/2026
Chesf Norte Energia BNDES SPE 15,00 % 2.025.000 2.275.156 22.752 15/01/2042 Chesf Norte Energia CEF SPE 15,00 % 1.050.000 1.218.880 12.189 15/01/2042
Chesf Norte Energia BTG Pactual SPE 15,00 % 300.000 348.251 3.483 15/01/2042
Chesf IE Madeira BASA SPE 24,50 % 65.415 77.112 771 10/07/2032
Chesf IE Madeira BNDES SPE 24,50 % 455.504 376.324 3.763 15/02/2030
Chesf IE Madeira Emissão de
Debêntures SPE
24,50 % 85.750 122.200 1.222 18/03/2025
Chesf
Projetos
Corporativos
Chesf 1
Banco do
Brasil Empresarial
100,00 % 500.000 256.404 2.564 28/09/2018
Chesf
Projetos
Corporativos
Chesf 2
CEF Empresarial
100,00 % 400.000 253.531 2.535 27/02/2019
Chesf IE Garanhuns
S/A BNDES SPE
49,00 % 175.146 154.009 1.540 15/12/2028
Chesf Projetos
Corporativos
Chesf 3
BNDES Empresarial
100,00 % 727.560 393.417 3.934 15/06/2029
Chesf Projetos
Corporativos
Chesf 4
BNDES Empresarial
100,00 % 475.454 238.320 2.383 15/06/2029
Chesf UHE Sinop BNDES SPE 24,50 % 256.270 175.203 1.752 15/06/2038
Chesf
Projetos
Corporativos Chesf 5
CEF Empresarial
100,00 % 200.000 202.616 2.026 06/09/2021
Furnas UHE Batalha BNDES Empresarial 100,00 % 224.000 150.921 1.509 15/12/2025
Furnas UHE Simplício BNDES Empresarial 100,00 % 1.034.410 647.658 6.477 15/07/2026 Furnas UHE Baguari BNDES Empresarial 100,00 % 60.153 36.357 364 15/07/2026
Furnas SUNDRY Banco do
Brasil Empresarial
100,00 % 750.000 758.618 7.586 31/10/2018
Furnas Transferência
da BASA 2008
Banco do
Brasil Empresarial
100,00 % 208.312 220.535 2.205 07/02/2018
Furnas Projetos de Inovação
FINEP Empresarial
100,00 % 268.503 161.366 1.614 15/11/2023
Furnas Financiamento
Corporativo
Banco do
Brasil Empresarial
100,00 % 400.000 379.973 3.800 06/12/2023
Furnas UHE Santo
Antônio BNDES SPE
39,00 % 1.594.159 1.999.596 19.996 15/03/2034
Furnas UHE Santo
Antônio BNDES SPE
39,00 % 1.574.659 2.064.091 20.641 15/03/2034
Furnas UHE Santo
Antônio BASA SPE
39,00 % 196.334 238.746 2.387 15/12/2030
Furnas UHE Santo
Antônio
Emissão de
Debêntures SPE
39,00 % 163.800 218.533 2.185 24/01/2023
Furnas UHE Santo
Antônio
Emissão de Debêntures
SPE
39,00 % 273.000 242.225 2.422 01/03/2024
Empresa Projeto
Banco Financiador Modalidade
Participação
da Empresa
Valor do Financiamento
Saldo Devido em 31/12/2016
Saldo Garantido
pela Eletrobras
Fim da Garantia
Furnas UHE Foz do
Chapecó BNDES SPE
40,00 % 435.508 376.498 3.765 15/09/2027
Furnas UHE Foz do
Chapecó BNDES SPE
40,00 % 217.754 190.533 1.905 15/09/2027
Furnas UHE Foz do
Chapecó BNDES SPE
40,00 % 4.009 2.861 29 15/09/2027
Furnas Centroeste de
Minas BNDES SPE
49,00 % 13.827 8.929 89 15/04/2023
Furnas Rei dos Ventos
1 Eolo BNDES SPE
24,50 % 30.851 26.829 268 15/10/2029
Furnas Brasventos
Miassaba 3 BNDES SPE
24,50 % 30.984 26.936 269 15/10/2029
Furnas Rei dos Ventos
3 BNDES SPE
24,50 % 32.533 28.276 283 15/10/2029
Furnas IE Madeira BASA SPE 24,50 % 65.415 77.112 771 10/07/2032
Furnas IE Madeira BNDES SPE 24,50 % 455.504 376.324 3.763 15/02/2030
124
Empresa Projeto
Banco Financiador Modalidade
Participação
da Empresa
Valor do Financiamento
Saldo Devido em 31/12/2016
Saldo Garantido
pela Eletrobras
Fim da Garantia
Furnas IE Madeira Emissão de
Debêntures SPE
24,50 % 85.750 122.200 1.222 18/03/2025
Furnas Teles Pires BNDES SPE 24,50 % 296.940 336.361 3.364 15/02/2036
Furnas Teles Pires BNDES/Banco
do Brasil SPE
24,50 % 294.000 333.196 3.332 15/02/2036
Furnas Teles Pires Emissão de Debêntures
SPE
24,50 % 160.680 197.578 1.976 31/05/2032
Furnas Caldas Novas
Transmissão BNDES SPE
49,90 % 2.418 1.759 18 15/05/2023
Furnas Caldas Novas
Transmissão BNDES SPE
49,90 % 5.536 4.655 47 15/03/2028
Furnas Belo Monte
Transmissora
de Energia S.A.
State Grid
Brazil S.A. Empresarial
100,00 % 294.700 318.471 3.185 28/07/2029
Furnas Belo Monte
Transmissora
de Energia S.A.
ABC SPE
24,50 % 18.375 19.264 193 31/05/2017
Furnas Belo Monte
Transmissora
de Energia S.A.
Banco da China SPE
24,50 % 6.125 6.310 63 30/04/2017
Furnas Belo Monte
Transmissora
de Energia S.A.
PINE SPE
24,50 % 6.125 6.313 63 31/05/2017
Furnas Belo Monte China SPE 24,50 % 93.100 96.894 969 31/03/2017
Transmissora
de Energia S.A.
Banco de
Construção
Furnas
Belo Monte
Transmissora
de Energia S.A.
ICBC SPE
24,50 % 9.800 9.849 98 30/06/2017
Furnas Mata de Santa
Genebra
Emissão de Debêntures
SPE
49,90 % 234.031 244.019 2.440 30/06/2017
Furnas
Plano de
Investimento 2012-2014
BNDES Empresarial
100,00 % 441.296 224.125 2.241 15/06/2029
Furnas
Empresa de
Energia São Manoel
BNDES SPE
33,33 % 437.996 345.656 3.457 12/12/2038
Furnas
Empresa de
Energia São Manoel
Emissão de
Debêntures SPE
33,33 % 93.332 98.119 981 15/12/2018
Amazonas Amazonas
Reconheciment
o da Dívida - Petrobras/BR
Empresarial
100,00 % 2.405.979 2.831.333 28.313 30/01/2025
Eletroacre Eletroacre
Reconheciment
o da Dívida - Petrobras/BR
Empresarial
100,00 % 91.774 82.979 830 30/01/2025
Boa Vista Boa Vista Reconhecimento da Dívida -
Petrobras/BR
Empresarial
100,00 % 19.320 16.101 161 31/12/2024
Cepisa Projeto
Corporativo CEF Empresarial
100,00 % 94.906 50.749 507 30/08/2026
Ceal
Projeto
Corporativo da Ceal
Banco IBM
S/A Empresarial
100,00 % 10.736 6.742 67 31/12/2019
Total 47.014.782 44.813.837 448.138
125
Nós registramos em provisões operacionais para o passivo não circulante o valor justo dos valores garantidos por nós sobre recursos já
desembolsados pelos bancos de financiamento. A provisão é feita com base no valor justo da nossa garantia, conforme mostrado
abaixo:
Valor da Provisão
Garantias devidas em 31/12/2012 189.113
Alterações no período 83.682
Garantias devidas em 31/12/2013 272.795
Alterações no período 115.165
Garantias devidas em 31/12/2014 387.960
Alterações no período 30.266
Garantias devidas em 31/12/2015 418.226
Alterações no período 29.912
Garantias devidas em 31/12/2016 448.138
a) UHE Simplício - projeto da nossa subsidiária Furnas, com uma capacidade de geração instalada de 333,7 MW*. O projeto
tem 100% de participação Furnas. Consequentemente, a garantia de 100% do financiamento.
b) UHE Jirau - SPE Energia Sustentável do Brasil, constituída pelas controladas Eletrosul, CHESF e GDF Suez Energy, com
capacidade instalada de 3.750 MW*. Para o projeto, foram tomados dois empréstimos com o BNDES, um direto e o outro
indireto, por meio de bancos intermediários, a serem pagos em 240 meses. Nós garantimos a participação de cada uma de
nossas controladas -Eletrosul (20%) e CHESF (20 por cento).
c) UHE Santo Antônio - SPE Santo Antônio Energia, constituída por FURNAS, CEMIG, Fundo de Investimentos em
Participação Amazônica Energia - FIP, Construtora Norberto Odebrecht S/A, Odebrecht Investimentos em Infraestrutura
Ltda. e Andrade Gutierrez Participações S/A, com uma capacidade instalada de 3.568 MW*. Nós somos uma parte
interveniente anuente no financiamento com o BNDES e com o Banco da Amazônia, sendo nossa intervenção limitada à
participação de Furnas (39%).
d) UHE Foz do Chapecó - SPE Foz do Chapecó Energia, cuja usina elétrica possui uma capacidade instalada de 855 MW*, com
nós sendo fiadores dos instrumentos contratuais junto ao BNDES, totalizando, em substituição de um financiamento bancário
previamente contratado, limitado ao percentual de Furnas na participação da SPE (40%).
e) Norte Brasil Transmissora - SPE, com participação da Eletronorte (24,5%) e Eletrosul (24,5%) e que possui como objetivo a
implementação, operação e manutenção da linha de transmissão Porto Velho/Araraquara, com uma extensão de 2.375 km*.
126
f) Manaus Transmissora de Energia - SPE, que possui a participação da Eletronorte (30%) e CHESF (19,5%) tendo por objetivo
implementar e operar 4 subestações e uma linha de transmissão de 585 km (LT Oriximiná/Itacoatiara/Cariri). Nós prestamos
garantias com relação a dois empréstimos nesse projeto (BASA e BNDES).
g) IE Madeira - SPE Interligação Elétrica, com participação de FURNAS (24,5%) e CHESF (24,5%). Neste projeto, há uma
contragarantia nossa nos contratos de financiamento bancário, em garantia do empréstimo de curto prazo do BNDES,
limitada à participação de nossas controladas. Há também um empréstimo de curto prazo do BNDES, em que atuamos como
uma parte interveniente na proporção de nossas controladas interessadas na SPE.
h) UHE Belo Monte - SPE Norte Energia, com uma capacidade instalada de 11.233 MW, da CHESF (15%), Eletronorte
(19,98%) e Eletrobras (15%) além de outros parceiros. A prestação da nossa garantia em favor da SPE para as obrigações
pela seguradora J MALUCELLI, nos termos do contrato de seguro garantia. Nós também estamos envolvidos em um
contrato de empréstimo de curto prazo com o BNDES.
i) Angra III - nós somos fiadores para o financiamento da Eletronuclear com o BNDES, para construir o projeto corporativo da
UTN Angra III.
j) Norte Energia S.A. - Uma empresa de capital fechado e propósito específico com o objetivo de realizar todas as atividades
necessárias à implantação, manutenção e exploração da Usina Hidrelétrica de Belo Monte (UHE Belo Monte). Detemos
49,98% do capital social da Norte Energia.
k) Teles Pires - empresa de propósito específico, com participação da Eletrosul (24,5%), Furnas (24,5%), Neoenergia (50,1%) e
Odebrecht Energia (0,9%). Ela tem uma potência instalada de 1.820 megawatts, suficiente para abastecer uma população de 5
milhões de habitantes.
l) Amazonas D - uma empresa de capital fechado, nossa subsidiária. Responsável pela prestação do serviço público de
distribuição de energia elétrica a 22 cidades do estado do Amazonas.
Nós não temos quaisquer outros acordos extrapatrimoniais que tenham ou razoavelmente tenham a probabilidade de ter um efeito
corrente ou futuro sobre sua condição financeira, receitas ou despesas, resultados de operações, liquidez, investimentos em bens de
capital ou recursos de capital outros que não as transações descritas acima.
F. Obrigações Contratuais
Descrevemos abaixo, em base consolidada, nossa dívida de longo prazo, obrigações de compra de longo prazo, obrigações de
arrendamento, dívida atuarial e obrigações pela baixa de ativos para os períodos apresentados:
Pagamentos devidos por período em 31 de dezembro de 2016
2018 2019 2020 2021
2022 e além
(em milhões R$ )
Obrigações de dívidas de longo prazo 15.719 7.274 7.274 7.274 8.298
Obrigações de leasing 140 140 140 140 475
Benefícios pós-emprego 1.146 1.643 1.867 2.122 1.893
Descomissionamento da usina de energia nuclear (1) - - - - 2.090
Obrigações de aquisições 4.155 5.456 5.152 3.146 15.643
Geração 1.351 1.357 1.332 1.237 9.311
Transmissão - - - - - Distribuição 2.804 4.099 3.820 1.909 6.332
TOTAL 21.160 14.513 14.433 12.682 28.399
(1) Descomissionamento da usina de energia nuclear.
O descomissionamento da planta de energia nuclear refere-se à obrigação de desmobilização de ativos para essas usinas e os custos a
serem incorridos no final de suas vidas úteis.
127
Descomissionamento pode ser entendida como um conjunto de medidas tomadas para desativar com segurança uma usina nuclear,
reduzindo a radioatividade residual a níveis que permitam ao site da central ser classificado como de uso restrito ou uso não restrito.
ITEM 6. CONSELHEIROS, ALTA ADMINISTRAÇÃO E FUNCIONÁRIOS
A. Conselho de Administração e Alta Administração
Somos administrados por nosso Conselho de Administração, composto por até dez membros, e por nosso Conselho de Diretores
Executivos, que atualmente consiste de sete membros. Nosso Estatuto Social também prevê um Conselho Fiscal permanente, formado
por cinco membros efetivos e seus respectivos suplentes. Em conformidade com nosso Estatuto Social, todos os membros do nosso
Conselho de Administração, Conselho de Diretores Executivos e Conselho Fiscal devem ser cidadãos brasileiros.
Conselho de Administração
Os membros do nosso Conselho de Administração são eleitos em assembleia geral para um mandato de um ano, permitida a
reeleição. Como nosso acionista majoritário, o Governo Brasileiro tem o direito de indicar sete membros do nosso Conselho de
Administração, dos quais seis são indicados pelo MME e um pelo Ministério do Estado do Planejamento, Orçamento e Gestão. Os
acionistas minoritários têm o direito de eleger um membro, os detentores de ações preferenciais sem direitos de voto, representando no
mínimo dez por cento do nosso capital total têm o direito de eleger um membro e um conselheiro deverá ser eleito como representante
dos empregados da companhia. Atualmente, nosso Conselho de Administração é composto por nove membros. Um dos membros do
Conselho de Administração é nomeado como Presidente do Conselho. O endereço do nosso Conselho de Administração é Av.
Presidente Vargas, 409 13º andar - Rio de Janeiro.
Historicamente, nosso Conselho se reúne uma vez por mês e quando convocado pela maioria dos conselheiros ou pelo Presidente do
Conselho. Entre outras obrigações, o nosso Conselho de Administração é responsável por: (i) estabelecer nossas diretrizes comerciais;
(ii) determinar a organização corporativa de nossas controladas ou qualquer participação acionária nossa em outras pessoas jurídicas;
(iii) aprovar nossa celebração de qualquer contrato de empréstimo e determinar nossa política de financiamento; e (iv) aprovar
qualquer garantia em favor de qualquer de nossas controladas com relação a qualquer contrato de financiamento.
O quadro abaixo define os membros atuais do nosso Conselho de Administração e seus respectivos cargos. O mandato de cada
membro do nosso Conselho de Administração termina na próxima Assembleia de Acionistas Ordinária. Seis membros foram
nomeados pelo governo brasileiro, com exceção de Mozart de Siqueira Campos Araújo e José Paes Rangel, que foram nomeados por
nossos acionistas minoritários. Jailson José Medeiros Alves foi eleito representante dos nossos funcionários. Em 2 de agosto de 2016,
Jailson José Medeiros Alves foi substituído por Carlos Eduardo Rodrigues Pereira. Tendo em vista a falta de quórum mínimo em
nosso Estatuto Social, os detentores de ações preferenciais representando no mínimo dez por cento do nosso capital total não puderam
eleger um membro do Conselho de Administração na Assembleia de Acionistas Extraordinária realizada em 22 de julho de 2016. Em
28 de abril de 2017, nossos acionistas elegeram novos membros do Conselho de Administração, que se juntarão à administração
mediante a execução dos instrumentos de investidura.
Nome Cargo
José Luiz Alqueres Presidente do Conselho
Wilson Pinto Ferreira Junior Conselheiro
Vicente Falconi Campos Conselheiro
Ana Paula Vitali Janes Vescovi Conselheiro
Elena Landau Conselheiro
Carlos Eduardo Rodrigues Pereira Conselheiro
Mozart de Siqueira Campos Araújo Conselheiro
Esteves Pedro Colnago Júnior Conselheiro
José Pais Rangel Conselheiro
José Luiz Alqueres - Membro do Conselho: O Sr. José Luiz Alqueres graduou-se em Engenharia pela Pontifícia Universidade Católica
do Rio de Janeiro in 1966. Subsequentemente, frequentou o curso de Ciências Sociais na IFCS-UFRJ, tendo feito cursos de pós-
graduação no Brasil, Estados Unidos e França. Foi professor na PUC-Rio, FAU-UFRJ, IBMEC e FGV. Foi Secretário Nacional de
Energia em 1992. Foi CEO da CERJ, Eletrobras, Alstom do Brasil, MDU do Brasil, Light Serviços de Eletricidade S.A. Trabalhou
também no Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES, tendo também exercido o cargo de diretor do
BNDESPAR e do Banco Bozano Simonsen, além de ser membro de diversos conselhos de administração de companhias como a
Calyon-Credit Lyonnais, FIP-Pactual, Rio Bravo e grandes companhias do setor de energia, tais como, Itaipu, Furnas, Chesf,
Eletrosul, Eletronuclear, Cesp, CEMIG, EDP, CPFL, entre outras. Atualmente é sócio e diretor da JLA - JL Alquéres Consultores
Associados Ltda., Rio Bravo Investimento.
128
Wilson Pinto Ferreira Junior - Membro do Conselho: O Sr. Wilson Pinto Ferreira Junior graduou-se em Engenharia Elétrica pela
Escola de Engenharia da Universidade Mackenzie em 1981, bem como em Administração de Empresas pela Faculdade de Ciências
Econômicas, Contábeis e Administrativas da Universidade Mackenzie in 1983. Subsequentemente, fez Mestrado em Energia na
Universidade de São Paulo (USP), bem como diversas especializações, entre a quais Engenharia da Segurança do Trabalho
(Universidade Mackenzie), Marketing (Fundação Getúlio Vargas) e Eletricidade Administração da Distribuição de Energia (Swedish
Power Co.). Na Empresa Energética de São Paulo (Cesp) ocupou diversos cargos, inclusive de Diretor de Distribuição (1995 a 1998).
Foi Diretor Executivo da RGE de 1998 a 2000, presidente do Conselho de Administração da Bandeirante Energia S.A. de 2000 a 2001
e Diretor Executivo da CPFL Paulista entre 2000 e 2002. Em 2002, também foi nomeado Diretor Executivo da CPFL Energia, cargo
que ocupou até 2016. Também atuou como Presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica- Abradee entre
os anos de 2009 e 2010. Ele é presidente do conselho de administração de Furnas, Chesf, Eletronorte e Eletrosul.
Vicente Falconi Campos - Membro do Conselho: O Sr. Vicente Falconi Campos graduou-se em Engenharia pela Universidade Federal
de Minas Gerais (UFMG) em 1963, obtendo diplomas de Mestrado e Doutorado em Engenharia pela Escola de Minas do Colorado,
EUA, em 1968 e 1971. Fundador e presidente do conselho de administração da FALCONI - Consultores de Resultados, a maior
empresa de consultoria empresarial no Brasil. É membro do Conselho de Administração da AmBev, Grupo Gerdau, Vale, Amil
(“United Health”), Petrobras, B2W, entre outros. É professor emérito da UFMG. Foi-lhe concedida a Medalha da Ordem de Rio
Branco pelos serviços prestados à nação. Escolhido pela Empresa Americana para o Controle de Qualidade como uma das “21 vozes
do século 21”. Trabalhou na JUSE - União de Cientistas e Engenheiros Japoneses.
Ana Paula Vitali Janes Vescovi - Membro do Conselho: A Sra. Ana Paula Vitali Janes graduou-se em Economia pela Universidade
Federal do Espírito Santo, com Mestrado em Economia do Setor Público pela Universidade de Brasília (2001) e Mestrado em
Administração Pública pela Escola Brasileira de Administração Pública da Fundação Getúlio Vargas do Rio de Janeiro - FGV/RJ.
Entre 2007 e 2010 foi presidente do Instituto Jones dos Santos Neves e Secretária do Estado do Espírito Santo. Entre 2010 e 2014 foi
assistente do Senador Ricardo Ferraço. Entre 2015 e 2016 foi Secretária de Finanças do Estado do Espírito Santo, sendo atualmente
Secretária do Tesouro Nacional.
Elena Landau - Membro do Conselho: A Sra. Elena Landau graduou-se em Economia pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de
Janeiro (PUC-RIO) em 1976, tendo feito Mestrado em Economia na PUC-RIO em 1982. Além disso, é advogada formada pela PUC-
RIO em 2006, com certificado de pós-graduação em Direito Societário e Mercados de Capital da Fundação Getúlio Vargas FGV/RJ
(2003), bem como um “Curso Breve sobre Regulamentação” da London School of Economics (2008). Desde 2007 é sócia no
escritório de advocacia de Sérgio Bermudes. Entre 2010 e 2011 foi vice-presidente da Comissão de Energia Elétrica da Ordem dos
Advogados do Estado do Rio de Janeiro (OAB/RJ) e entre 2007 e 2011 foi Coordenadora do Comitê Legal Regulatório da ABCE -
Associação Brasileira de Empresas de Energia Elétrica. Desde 2010 tornou-se advogada geral da ABCE. Além disso, ocupou diversos
cargos de liderança nas iniciativas pública e privada, tais como Diretora Gerente do Bear Stearns Investment Bank no Brasil, diretora
do BNDES, responsável pelo Programa Nacional de Desestatização, Assessora Especial do CEO do BNDES, Subchefe do
Departamento Econômico da Confederação Nacional da Indústria. Ela também é membro do conselho de administração da Comgas.
Carlos Eduardo Rodrigues Pereira - Membro do Conselho: O Sr. Carlos Eduardo Rodrigues Pereria graduou-se em engenharia
elétrica pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), tendo Mestrado em engenharia da eletricidade da COPPE/UFRJ (com
ênfase em Transientes Eletromagnéticos). Tem um MBA em Economia e Gerenciamento de Energia da COPPEAD/UFRJ, um
certificado do IBGC sobre Formação de Membros de Conselhos de Administração, um certificado sobre Regras Contábeis
Internacionais do FIPECAFI e um certificado sobre Regulamentação da FGV. No início da sua carreira na indústria de energia,
trabalhou no Escritório de Gerenciamento de Transmissão da ONS, a Operadora do Sistema Nacional, onde permaneceu de 2003 a
2004. Também trabalhou entre 2006 e 2010 nos laboratórios do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL), no então
denominado Departamento de Linhas e Estações, em pesquisas relacionadas à área de alta-tensão. Em 2010, entrou para a Eletrobras
para trabalhar na Divisão de Estudos de Planejamento de Transmissões. Em 2015, começou a trabalhar no Escritório de Assessoria
para Gestão de Regulamentação e Relações Institucionais, no qual permanece até esta data.
Mozart Siqueira Campos Araújo - Membro do Conselho: Mozart de Siqueira Campos Araújo fez mestrado em engenharia elétrica na
Universidade de Pernambuco (UPE) em 1976, com Doutorado em eletro tecnologia no Instituto National Polytechnique de Grenoble,
França, em 1979. Também é professor associado desde 1996 do curso de graduação de engenharia elétrica na UPE, bem como um
executivo da Itamarati Norte S.A. - Agropecuária (companhia de Energia/Investimentos do grupo Brennand). Desde 2005 é presidente
do conselho de administração da ABAGEL - Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa.
Esteves Pedro Colnago Júnior - O Sr. Esteves Pedro Colnago Júnior graduou-se em Economia pela Universidade de Brasília em 1996,
tendo Mestrado em Ciências Econômicas pela Universidade de Brasília (2004). Além disso, obteve um certificado de pós-graduação
em Contabilidade Pública, também pela Universidade de Brasília, em 2000. Desde 1998 é analista do Banco
129
Banco do Brasil. Além disso, foi Coordenador Geral da Secretaria de Política Econômica do Ministério das Finanças entre 2005 e
2011, bem como Diretor de Programas da Secretaria Executiva do Ministério das Finanças entre 2011 e 2015. Em 2015 ocupou os
cargos de Diretor de Programas e Vice-Secretário Executivo para a Secretaria Executiva do Ministério do Planejamento, Orçamento e
Administração, cargo que atualmente ocupa. Esteves Colnago Júnior é membro do conselho de administração do Instituto de
Resseguros do Brasil (IRB), tendo sido presidente do Conselho de Recursos do Sistema Financeiro Nacional (CRSFN) e professor do
Instituto de Ensino Superior de Brasília (IESB).
José Pais Rangel - O Sr. José Pais Rangel é advogado com larga experiência em empresas de capital aberto, tendo exercido os
seguintes cargos no Banco Central do Brasil: Inspetor de Mercados de Capital, Supervisor de Inspeção de Mercados de Capital, Chefe
Regional de Inspeção de Mercados de Capital, Chefe do Departamento da Dívida Pública, Gerente de Operações de Mercado,
Coordenador de Projetos e responsável pela implementação do sistema SELIC no Mercado Financeiro Brasileiro, Fundador e membro
do Conselho de Curadores da CENTRUS - Fundação Banco Central de Previdência Privada, Coordenador do Programa de
Privatização de companhias controladas pelo Banco Central do Brasil, Presidente do conselho de administração da Cia. América
Fabril, membro do conselho de administração da Cia. Fábrica de Tecidos Dona Isabel, Assessor da Presidência da República - SEPLAN/Comitê Especial de Privatização, Diretor Executivo da Cia. Nacional de Tecidos Nova América, e liquidante das seguintes
companhias estatais: DIGIBRÁS (Empresa Digital Brasileira S.A.), DIGIDATA (Eletrônica S.A.) e PROEL (Processos Eletrônicos
Ltda.). Atualmente ocupa os seguintes cargos: Vice-presidente do Banco Clássico S.A., membro do conselho de administração da
Empresa Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro - CEG, membro do conselho de administração da Tractebel Energia S.A., membro do
conselho de administração da Kepler Weber S.A. e membro do conselho de administração da Cia. Energética de Minas Gerais - CEMIG (todas companhias estatais). Ele é um Gerente de Fundos de Investimento devidamente autorizado pela CVM.
Conselho de Diretores Executivos
Nosso Conselho de Diretores Executivos é formado atualmente por sete membros nomeados por nosso Conselho de Administração
para um mandato unificado de três anos, permitida reeleição. Historicamente, nosso Conselho de Diretores Executivos se reúne
semanalmente, ou quando convocado pela maioria dos diretores ou pelo Diretor Executivo. Nosso Conselho de Diretores Executivos
determina nossa política comercial geral, sendo responsável por todas as questões relacionadas ao nosso gerenciamento e operações
rotineiras, sendo o órgão controlador mais alto com relação à execução de nossas diretrizes. Não temos controle sobre a nomeação de
nossos diretores, porque todas essas nomeações são feitas por nosso conselho de administração. O endereço do nosso Conselho de
Diretores Executivos é Av. Presidente Vargas, 409 13º andar - Rio de Janeiro.
Os membros do nosso Conselho de Diretores Executivos atual foram nomeados pelo nosso Conselho de Administração e seus nomes e
cargos encontram-se listados abaixo:
Nome Cargo
Wilson Pinto Ferreira Junior Diretor Presidente
Armando Casado de Araújo Diretor Financeiro e Diretor de Relações com o Investidor
Carlos Eduardo Gonzalez Baldi Diretor de Geração
Alexandre Vaghi de Arruda Aniz Diretor Administrativo e Jurídico
Luiz Henrique Hamann Diretor de Distribuição
José Antonio Muniz Lopes Diretor de Transmissão
Lucia Maria Martins Casasanta Diretor de Conformidade
Sr. Wilson Pinto Ferreira Junior - Diretor Executivo: Ver “ - Conselho de Administração.”
Sr. Armando Casado de Araújo - Diretor Financeiro e Diretor de Relações com Investidores: O Sr. Araújo tem mais de 30 anos de
experiência no setor de energia elétrica nacional. Ele trabalhou para a Eletronorte como Superintendente de Orçamento,
Superintendente Financeiro e Assistente do Diretor Financeiro desde 1977. tendo sido depois nomeado Presidente da Integração
Transmissão de Energia S.A. Trabalhou na Eletrobras desde junho de 2008 quando se tornou assistente e substituto do Diretor
Financeiro. Foi nomeado Diretor Financeiro e Diretor de Relações com Investidores em 30 de março de 2010. O Sr. Araújo graduou-
se em Administração de Empresas pela Faculdade de Ciências Exatas, Administrativas e Sociais de Brasília, tendo concluído diversos
cursos de pós-graduação em Finanças. É membro do conselho de administração da Chesf e CGTEE.
Sr. Carlos Eduardo Gonzalez Baldi - Diretor de Geração: O Sr. Carlos Eduardo Gonzalez Baldi é Engenheiro Mecânico, tendo se
graduado pela Universidade Federal Fluminense (UFF) em 1988. Tem diploma de pós-graduação em Mecânica dos Sólidos na
Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC/RJ) obtido em 1994 e especialização em Engenharia de Soldagem na
German Welding Association - DSV Mannheim GmbH, obtido em 1995. Também tem Mestrado em Administração de Empresas pela
Fundação Getúlio Vargas (2005), e atualmente está se diplomando em Lei Societária na Fundação Getúlio Vargas. Desde 2010 é sócio
e diretor da HLCE - Consultoria e Assessoria Empresarial Ltda. Entre 2011 e 2012 foi Diretor Executivo do Projeto do Porto de
Pecém na Energia Pecém. Ele também é atualmente o Diretor Executivo da VLT Carioca.
130
Sr. Alexandre Vaghi de Arruda Aniz - Diretor Administrativo e Jurídico: O Sr. Aniz é advogado, graduado pela Universidade
Mackenzie e especializado em Imposto de Renda da Pessoa Jurídica pela Apet. Foi vice-presidente e presidente em exercício da Junta
Comercial do Estado de São Paulo. No setor privado, foi CEO e presidente do Conselho de Administração da 3e Energia e
Participações S.A. Foi assistente do deputado Samuel Moreira, e chefe de gabinete do deputado. Ele também é presidente do conselho
de administração da Eletropar e membro do conselho de administração da Eletronet.
Luiz Henrique Hamann - Diretor de Distribuição: Luiz Henrique Hamann é Administrador de Empresas graduado pela Faculdade
Católica de Ciências Humanas/DF, tendo um MBA em Administração de Empresas da Fundação Dom Cabral. Entre 2011 e 2013, e
também entre 2015 e 2016, o Sr. Luiz Henrique Hamann foi Assistente do Diretor Financeiro e de Relações com os Investidores da
Eletrobras. Entre 2013 e 2015, foi Diretor Executivo da Empresa Energética de Roraima (CERR).
Sr. José Antonio Muniz Lopes - Diretor de Transmissão: O Sr. Lopes foi nomeado Diretor Executivo da Eletrobras em 6 de março de
2008. Em 4 de março de 2008, na Assembleia Extraordinária de Acionistas, ele foi eleito membro do nosso Conselho de
Administração. O Sr. Lopes ocupou diversos cargos executivos em companhias do grupo Eletrobras, tais como, Diretor Executivo e
Diretor de Planejamento e Engenharia da Eletronorte, respectivamente, de 1996 a 2003 e 1989 a 1990, Diretor Executivo, Diretor
Superintendente e Diretor Financeiro da Chesf de 1992 a 1994 e Diretor Executivo da Eletrobras de março de 2008 a fevereiro de
2011. O Sr. Lopes foi também Diretor Suplente do Departamento Nacional de Desenvolvimento da Energia - DNDE do MME, onde
também atuou como Secretário Executivo. O Sr. Lopes graduou-se em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de
Pernambuco. Ele é especialista no setor de eletricidade brasileiro, no qual trabalhou por mais de 30 anos.
Sra. Lucia Maria Martins Casasanta - Diretora de Conformidade: A Sra. Lucia Maria Martins Casasanta é Economista graduada pela
Universidade Federal de Minas Gerais em 1983, sendo Contadora graduada pela Universidade Santa Úrsula, no Rio de Janeiro, em
1993. Ela também é mestre em Administração de Empresas pelo IBMEC RJ, em 2016, e pós-graduada em Gestão Financeira pela
Fundação Dom Cabral, em 1984. Sua experiência profissional inclui 30 anos trabalhando em cargos de Auditoria & Gerenciamento
de Risco, dos quais 13 anos como Sócia. Entre 1984 e 2002 atuou como auditora na Arthur Andersen, ocupando cargos de trainee à
sócia. De 2002 a 2013 atuou como sócia de Auditoria e Gerenciamento de Risco na Deloitte. É também coordenadora da unidade do
Rio de Janeiro do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa (IBGC) e membro do Comitê de Conformidade da Brazilian Fast
Food Corp. - BFFC.
B. Remuneração
A remuneração do nosso Conselho de Administração, Conselho de Diretores Executivos e Conselho Fiscal é determinada por nossos
acionistas na Assembleia Ordinária de Acionistas realizada nos primeiros quatro meses do exercício financeiro. Essa remuneração
poderá também incluir um valor referente à participação nos lucros, a critério de nossos acionistas.
Para o ano de 2016, 2015 e 2014, a remuneração consolidada agregada paga a nossos Conselheiros, Diretores e membros do Conselho
Fiscal (exceto aquela paga por Itaipu) foi de R$ 52,3 milhões, R$ 42,8 milhões e R$ 35,9 milhões, respectivamente.
C. Práticas do Conselho
Contratos de Prestação de Serviços
Não temos nenhum contrato de prestação de serviços com qualquer membro do nosso Conselho de Administração, Conselho de
Diretores Executivos ou Conselho Fiscal.
Conselho Fiscal
Nosso Conselho Fiscal é estabelecido em base permanente e consiste de cinco membros e cinco suplentes eleitos na assembleia anual
de acionistas por mandatos renováveis de um ano. O Governo Brasileiro tem o direito de nomear três dos membros do nosso Conselho
Fiscal e, tanto os acionistas minoritários quanto os detentores de nossas ações preferenciais sem direitos de voto têm o direito de
nomear um membro cada. O Conselho Fiscal foi adaptado em 2006 para cumprir as exigências da Lei Sarbanes-Oxley e ele funciona
como um Comitê de Auditoria.
Adicionalmente, o Conselho Fiscal fiscaliza a administração para assegurar o cumprimento com nosso Estatuto e obrigações dos
documentos constitutivos.
Os atuais membros do nosso Conselho Fiscal em 31 de dezembro de 2016, descritos no quadro abaixo e respectivos suplentes foram
eleitos durante a assembleia geral de acionistas realizada em 29 de abril de 2016 e na qual elegemos cinco membros e respectivos
suplentes para o Conselho Fiscal. Seus mandatos deverão terminar no final da assembleia de acionistas ordinária programada para 2017.
As reuniões ocorrem mensalmente, embora, as reuniões também possam ocorrer em base ad hoc sempre que convocado pelo
Presidente do Conselho.
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Membro Suplente
Eduardo Cesar Pasa David Meister
Agnes Maria de Aragão da Costa Leila Przytyk
Luis Felipe Vital Nunes Pereira Fabiana Magalhães Almeida Rodopoulos
Ronaldo Dias João Gustavo Specialski Silveira
Aloisio Macario Ferreira de Souza Patrícia Valente Stierli
D. Empregados
Em 31 de dezembro de 2016, tínhamos (excluindo Itaipu) um total de 23.190 empregados assalariados em comparação com 22.205
empregados em 31 de dezembro de 2015 e 22.215 em 31 de dezembro de 2014. A Eletrobras, como holding, excluindo Itaipu e outras
subsidiárias, tinha 982 empregados em 31 de dezembro de 2016.
Como uma companhia de capital misto, não podemos contratar empregados sem um concurso público. Um concurso público significa
colocar editais na imprensa brasileira para os cargos em aberto e convidar os candidatos a fazerem um exame. O último concurso
público na holding foi realizado em 2010, sendo que como resultado deste contratamos aproximadamente 35 novos
empregados. Durante o ano de 2016, a CEAL, a CEPISA e a Boa Vista Energia realizaram concurso público para atender ao Termo de
Ajuste de Conduta. Os concursos públicos para Eletronuclear e Eletrosul foram aprovados e Furnas tem um concurso público válido
em curso. No total, contratamos 1.137 novos funcionários em 2016
O quadro abaixo estabelece o número de empregados contratados pelas nossas companhias nos períodos indicados:
Número de Funcionários Terceirizados em
31 de Dezembro de
Subsidiária 2016 2015
Eletronorte 0 362
Furnas 1.070 1.178
Total 1.070 1.540
O acordo de negociação coletiva abrange todas as controladas da Eletrobras e seu objetivo é unificar procedimentos e políticas
fazendo com que todas as negociações com os representantes dos empregados ocorram ao mesmo tempo.
Estas negociações são realizadas em nível nacional com representantes de diversos sindicatos e associações, tais como: Federação
Nacional dos Urbanitários; Federação Nacional dos Engenheiros; Federação Nacional dos Trabalhadores em Energia, Água e Meio
Ambiente; Federação Nacional dos Administradores; Federação Interestadual do Sindicato de Engenheiros; Federação Nacional dos
Técnicos Industriais; Federação Regional dos Urbanitários do Nordeste; Federação Nacional das Secretárias e Secretários;
Sindicato Nacional dos Advogados e Procuradores de Empresas Estatais; e Sindicatos dos Urbanitários de Alagoas, Rio de Janeiro,
Distrito Federal, Amapá, Rondônia, Roraima, Maranhão, Amazonas, Mato Grosso, entre outras. Existem 86 sindicatos distribuídos
por estas Federações, e a Federação Nacional dos Urbanistas - FNU e a Federação Nacional dos Trabalhadores em Energia, Água e
Meio Ambiente - FENATEMA representam 85% dos sindicatos.
Durante o processo de negociação do acordo coletivo nacional em 2016, os sindicatos entraram em greve por tempo indeterminado e
as Empresas Eletrobras protocolaram uma negociação coletiva para a greve no Tribunal Superior do Trabalho (TST). O acordo
coletivo 2016/2018, que abrange a totalidade dos funcionários das empresas da Eletrobras, já foi concluído com a mediação do
Tribunal.
As disposições of the acordo coletivo de trabalho previamente existente foram renovadas, com a substituição do IPCA pelo the
Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE, tendo os seguintes resultados:
(i) 5% do ajuste retroativo a 1º de maio de 2016, com pagamento efetuado na folha de pagamento de julho de 2016;
(ii) 9,28% aplicado ao vencimento-base de 30 de abril de 2016, com pagamento efetuado em 15 de setembro de 2016; e
(iii) para o segundo ano do acordo coletivo nacional 2016/2018, o ajuste corresponde à taxa plena do IPCA relativo ao período entre 1º
de maio de 2016 e 30 de abril de 2017, entrando em vigor em 1º de maio de 2017, para os funcionários com contratos de trabalho
válidos nesta data.
132
E. Titularidade nas Ações
Em 31 de dezembro de 2016, nenhum dos membros do Conselho Fiscal detinha nossas ações. Os quadros abaixo demonstram a atual
titularidade de nossas ações pelos membros do nosso Conselho de Administração e Conselho de Diretores Executivos:
Conselho de Administração
Nome
Número de Ações
Preferenciais
Detidas
Número de Ações
Ordinárias Detidas
José Luiz Alqueres - - Wilson Pinto Ferreira Junior - - Vicente Falconi Campos 2.260.800 (1) - Ana Paula Vitali Janes Vescovi - - Elena Landau - - Esteves Pedro Colnago Júnior - - Carlos Eduardo Rodrigues Pereira - - José Pais Rangel 56.000 32.000
Mozart de Siqueira Campos Araújo - -
(1) Através do fundo exclusivo Star Tours.
Conselho de Diretores Executivos
Nome
Número de Ações
Preferenciais Detidas
Número de Ações
Ordinárias Detidas
Wilson Pinto Ferreira Junior - - Armando Casado de Araújo - - Carlos Eduardo Gonzalez Baldi - - Alexandre Vaghi de Arruda Aniz - - Luiz Henrique Hamann - - José Antonio Muniz Lopes - 1
Lucia Maria Martins Casasanta - -
ITEM 7. ACIONISTAS MAJORITÁRIOS E TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
A. Acionistas Majoritários
Em 31 de dezembro de 2016, o valor agregado de nosso capital em ações em circulação era de R$ 31.305 milhões, consistindo de
1.087.050.297 ações ordinárias em circulação, juntamente com 146.920 ações preferenciais classe “A” em circulação e 265.436.883
ações preferenciais classe “B” em circulação. Isto representava 80,3%, 0,01% e 19,6% do nosso capital em ações agregado em
circulação, respectivamente.
Em 31 de dezembro de 2015, o valor agregado de nosso capital em ações em circulação era de R$ 31.305 milhões, consistindo de
1.087.050.297 ações ordinárias em circulação, juntamente com 146.920 ações preferenciais classe “A” em circulação e 265.436.883
ações preferenciais classe “B” em circulação. Isto representava 80,3%, 0,01% e 19,6% do nosso capital em ações agregado em
circulação, respectivamente.
Os quadros seguintes mostram informações relacionadas à titularidade usufrutuária de nossas ações ordinárias e preferenciais em 31
de dezembro de 2016 e 31 de dezembro de 2015:
133
Em 31 de dezembro de 2016
Preferenciais Classe
A Preferenciais Classe B
Acionista Ações ordinárias Ações Ações Total
(número) % (número) % (número) % (número) %
Governo Brasileiro 554.395.652 51 % 1.544 0 % 554.397.196 41 % BNDES Participações S.A. 141.757.951 13 % 18.691.102 7 % 160.449.053 12 %
BNDES 74.545.264 7 % 18.262.671 7 % 92.807.935 7 %
FND 45.621.589 4 % 0 % 45.621.589 3 % FGHAB 1.000.000 0 % 0 % 1.000.000 0 %
CEF 2.722.864 0 % 0 % 2.722.864 0 %
Outros 267.006.977 25 % 146.920 100,00 % 228.481.566 86 % 495.635.463 37 % Sob a Custódia da BM&FBOVESPA 265.466.269 24 % 81.492 55,47 % 209.002.148 79 % 474.549.909 35 %
Residente 135.209.344 12 % 81.491 55,47 % 78.955.135 30 % 214.245.970 16 %
Não Residente 99.806.957 9 % 1 0,00 % 113.291.398 43 % 213.098.356 16 % J.P. Morgan Chase Bank. 30.449.968 3 % 0 0,00 % 16.755.615 6 % 47.205.583 3 %
Outros 1.540.708 0 % 65.428 44,53 % 19.479.418 7 % 21.085.554 2 %
Residente 1.540.462 0 % 65.401 44,51 % 19.479.205 7 % 21.085.068 2 % Não Residente 246 0 % 27 0,02 % 213 0 % 486 0 %
Total 1.087.050.297 100 % 146.920 100 % 265.436.883 100 % 1.352.634.100 100 %
Em 31 de dezembro de 2015
Acionista Ações ordinárias
Ações Preferenciais Classe A
Ações Preferenciais Classe B Total
(número) % (número) % (número) % (número) %
Governo Brasileiro 554.395.652 51,00 % 1.544 0,00 % 554.397.196 40,99 %
BNDES Participações S.A. 141.757.951 13,04 % 18.691.102 7,04 % 160.449.053 11,86 % BNDES 74.545.264 6,86 % 18.262.671 6,88 % 92.807.935 6,86 %
FND 45.621.589 4,20 % 0,00 % 45.621.589 3,37 %
FGHAB 1.000.000 0,09 % 0,00 % 1.000.000 0,07 % CEF 8.701.564 0,80 % 0,00 % 8.701.564 0,64 %
FGI 0,00 % 8.750.000 3,30 % 8.750.000 0,65 %
Outros 261.028.277 24,01 % 146.920 100,00 % 219.731.566 82,78 % 480.906.763 35,55 % Sob a Custódia da BM&FBOVESPA 259.494.572 23,87 % 81.384 55,39 % 206.903.805 77,95 % 466.479.761 34,49 %
Residente 124.893.621 11,49 % 81.383 55,39 % 90.516.497 34,10 % 215.491.501 15,93 % Não Residente 53.229.265 4,90 % 1 0,00 % 95.124.435 35,84 % 148.353.701 10,97 %
J.P. Morgan Chase Bank 81.371.686 7,49 % 0,00 % 21.262.873 8,01 % 102.634.559 7,59 %
Outros 1.533.705 0,14 % 65.536 44,61 % 12.827.761 4,83 % 14.427.002 1,07 % Residente 1.533.459 0,14 % 65.509 44,59 % 12.827.548 4,83 % 14.426.516 1,07 %
Não Residente 246 0,00 % 27 0,02 % 213 0,00 % 486 0,00 %
Total 1.087.050.297 100 % 146.920 100 % 265.436.883 100 % 1.352.634.100 100 %
B. Transações com Partes Relacionadas
Administramos certos fundos, incluindo o fundo RGR, Conta CCC e Conta CDE, em nome do Governo Brasileiro, nosso acionista
controlador. De acordo com a Medida Provisória N. 735, a partir de maio de 2017 os fundos serão transferidos para a CCEE.
Algumas vezes agimos em conjunto com outras companhias estatais ou entidades governamentais brasileiras. Estas atividades estão
principalmente nas áreas da cooperação técnica e pesquisa e desenvolvimento. Em 2000, nosso Conselho de Administração aprovou a
celebração de um Acordo de Cooperação Técnica e Financeira entre nossa companhia e o MME, para que possamos conduzir estudos
de viabilidade em relação à base hidrográfica do Brasil, com a finalidade de identificar potenciais locais para a futura construção de
usinas hidroelétricas.
134
Além disso, também fizemos uma série de empréstimos a nossas controladas. Para mais detalhes, ver a descrição no “Item 4. B,
Informações sobre a Empresa - Visão Global do Negócio - Atividades de Empréstimo e Financiamento - Empréstimos Feitos por
Nós.”
Acreditamos que nossas transações com partes relacionadas são conduzidas em termos do mercado.
Para mais informações, ver a nota 45 às nossas demonstrações financeiras consolidadas.
C. Participações de Especialistas e Advogado
Não aplicável.
ITEM 8. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS
A. Demonstrações financeiras Consolidadas e Outras Informações
Ver o “Item 18. Demonstrações financeiras Consolidadas.”
Contencioso
Em 31 de dezembro de 2016, fomos parte de diversos processos judiciais relacionados a demandas civis, administrativas, ambientais,
trabalhistas e fiscais apresentadas contra nós. Essas demandas envolvem valores monetários substanciais e outros recursos. Algumas
vezes agimos em conjunto com outras companhias estatais ou entidades governamentais brasileiras. Estas atividades estão
principalmente nas áreas da cooperação técnica e pesquisa e desenvolvimento. Estabelecemos provisões para todos os valores em
conflito, considerando que, nesses casos, onde haja uma obrigação presente (judicial ou implícita) como resultado de um evento
anterior, sendo provável (mais provável do que não) que haja uma saída de recursos que incorporam benefícios econômicos para
liquidar a referida obrigação e o valor para liquidar a obrigação possa ser estimado com segurança. Em 31 de dezembro de 2016,
provisionamos um valor global total de aproximadamente R$ 20.729 milhões com relação aos nossos processos judiciais, dos quais
R$ 591 milhões estavam relacionados às demandas fiscais, R$ 18.730 milhões estavam relacionados às demandas civis, e
R$ 1.409 milhões estavam relacionados às demandas trabalhistas.
Reclamações de ação - Class Action
Entre 22 de julho de 2015 e 15 de agosto de 2015, duas reclamações de ação de classe de títulos putativos foram registradas contra nós
e alguns de nossos empregados no Tribunal Distrital dos Estados Unidos no Distrito Sul de Nova York (SDNY). Em 2 de outubro de
2015, essas ações foram consolidadas e o Tribunal nomeou como requerentes principais, Dominique Lavoie e a Cidade de Providence.
Os requerentes protocolaram uma reclamação aditada consolidada em 8 de dezembro de 2015 alegadamente em nome de investidores
que compraram nossos títulos de negociação norte-americanos entre 17 de agosto de 2010 a 24 de junho de 2015, e protocolaram uma
segunda reclamação aditada em 26 de fevereiro de 2016.
A segunda reclamação aditada alega, dentre outras coisas, que nós e os réus individuais sabiam ou deveriam saber sobre a fraude
alegada cometida contra nós por um cartel de empreiteiras, bem como subornos e propinas alegadamente solicitados e recebidos pelos
nossos empregados; que nós e os réus individuais apresentaram declarações errôneas e omissões em relação à fraude alegada; e que o
preço das nossas ações declinou quando a fraude alegada foi divulgada.
Os requerentes não especificaram o valor de indenização que estavam buscando, embora o valor, quando especificado, pudesse ser
relevante para nós. Em 15 de abril de 2016, apresentamos uma proposta para rejeitar a segunda acusação alterada, que foi plenamente
elaborado e então apresentado ao Tribunal em 17 de junho de 2016.
Em 27 de março de 2017, o Tribunal emitiu uma decisão que concedeu em parte, e negou em parte, o pedido dos nossos advogados de
rejeitar a segunda queixa alterada. Todas as queixas contra José Antonio Muniz Lopes, nosso ex-CEO, foram improcedentes, assim
como as queixas de responsabilidade contra José da Costa Carvalho Neto, nosso ex-CEO, e Armando Casado de Araújo, atual Diretor
Financeiro, de acordo com a Seção 10(b) da Lei de Valores Mobiliários e Regra 10b-5(a) e (c), promulgadas ao abrigo desta. A moção
de dispensa foi de outra forma negada quanto aos créditos restantes. A decisão não cria nenhuma obrigação financeira para nós, e o
caso passará agora para as fases de certificação e descoberta de classe. O prazo para responder à segunda queixa alterada atualmente é
5 de maio de 2017. Essas ações judicias, se decididas contra nós, podem ter um efeito prejudicial grave sobre a nossa posição
financeira consolidada, resultados de operações e fluxos de caixa no futuro.
135
Processos Penais
Com relação aos processos penais envolvendo os ex-funcionários da Eletronuclear, nós estamos cooperando com o processo, o que faz
com que recebamos acesso aos documentos judiciais e nos permite questionar testemunhas e corréus.
Processos Trabalhistas
Em 31 de dezembro de 2016, fomos parte de um número de processos trabalhistas instaurados pelos nossos funcionários, ex-funcionários
e funcionários de algumas de nossas prestadoras de serviço contra nós, envolvendo um valor total de R$ 1.409 milhão. A maioria desses
processos se relaciona a remuneração por horas-extras e seus efeitos indiretos, igualdade salarial, pagamentos de previdência e de valores
rescisórios. Embora sejamos parte de um número significativo de processos trabalhistas, acreditamos que nenhum desses processos,
quando considerados individualmente, poderia prejudicar os nossos resultados operacionais ou a nossa condição financeira.
A respeito das tentativas sucessivas do Governo Brasileiro de frear as altas taxas de inflação do Brasil, as empresas brasileiras foram,
no passado, exigidas por lei a desconsiderar, em cada ano, parte da inflação do referido ano ao calcular os aumentos salariais aos seus
funcionários. Assim como a maioria das outras empresas brasileiras, fomos réus de ações judiciais instauradas contra nós perante
tribunais trabalhistas por sindicatos ou funcionários pessoas físicas buscando compensação por perdas salariais resultantes da
implementação dos planos anti-inflação do Governo Brasileiro, especialmente: (i) o plano implementado em 1987 pelo então Ministro
da Fazenda, Luiz Carlos Bresser Pereira (o Plano Bresser); (ii) o plano implementado no início de 1989 (o Plano Verão); e (iii) o plano
implementado em 1990 pelo então Presidente, Fernando Collor de Melo (o Plano Collor). Algumas das ações judiciais coletivas
instauradas contra nós com relação a esses planos foram decididas definitivamente pelo Supremo Tribunal Federal em nosso favor.
O Sindicato dos Trabalhadores das Indústrias Urbanas do Estado de Alagoas, na qualidade de substituto processual, instaurou uma
ação trabalhista em favor dos funcionários da Ceal que estão buscando supostas diferenças salariais em razão da implementação do
Plano Bresser. A ação judicial está atualmente em estágio de execução para ratificar os cálculos da primeira instância no valor de
R$ 722 milhões. Os valores foram contestados pela CEAL por dois argumentos: um restrito à data de referência e o outro contestando
os valores apresentados pelo Sindicato sem restrição à data de referência. Se a restrição à data de referência for aceita, os cálculos
serão reduzidos para R$ 3,4 milhões e o valor acumulado pela CEAL e avaliado pelos advogados como sendo mais suscetível de
restringir uma perda à data de referência. O 5º Painel do Superior Tribunal Trabalhista iniciou a sentença da apelação discutindo a
necessidade de examinar os argumentos pré-execução. O juiz relator, Juiz Emmanoel Pereira, e a Juíza Maria Helena Mallmann
votaram pelo indeferimento da apelação. O processo está atualmente sendo analisado pelo juiz Caputo Bastos. Em 31 de dezembro de
2016, reconhecemos uma provisão de R$ 11,1 milhões em nossas demonstrações financeiras consolidadas.
Empréstimos compulsórios
De acordo com a Lei Nº 4.156 de 28 de novembro de 1962, determinados usuários finais de eletricidade foram obrigados a fazer
“empréstimos compulsórios” para nós (por meio de cobranças por distribuidores), a fim de fornecer recursos para o desenvolvimento
do setor de eletricidade. Os clientes industriais consumindo mais de 2.000 kWh de eletricidade por mês foram obrigados a pagar um
valor equivalente a 32,5% de cada fatura de eletricidade para nós, na forma de um empréstimocompulsórios, o qual foi amortizado por
nós em 20 anos de saques parcelados. Os juros sobre os empréstimos compulsórios se acumulam de acordo com o IPCA - E, mais
6,0% ao ano. A Lei Nº 7.181 de 20 de dezembro de 1983 estendeu o programa de empréstimo compulsório até 31 de dezembro de
1993 e estabeleceu que esses empréstimos poderão, sujeitos à aprovação dos acionistas, ser amortizados por nós na forma de uma
emissão de ações preferenciais ao valor contábil, ao invés de valores monetários.
Disponibilizados aos clientes qualificados, mediante a primeira e segunda conversões de créditos do empréstimo compulsório
aproximadamente 42,5 bilhões ações de preferenciais classe “B”, e mediante a terceira conversão de créditos do empréstimo
obrigatório, cerca de 27,2 bilhões de ações preferenciais classe “B”. Além disso, os nossos acionistas aprovaram, em 30 de abril de
2008, a emissão de ações preferenciais adicionais para clientes qualificados, ao valor contábil, na amortização dos nossos empréstimos
obrigatórios restantes. Se ações adicionais forem emitidas futuramente e o valor contábil dessas ações for inferior ao valor de mercado
dessas, o valor das ações dos acionistas existentes pode estar sujeito à diluição. Em 31 de dezembro de 2008, registramos
aproximadamente R$ 215 milhões para dívidas de empréstimos compulsório s que ainda não haviam sido convertidas, o que, a
qualquer momento, por decisão dos nossos acionistas, pode ser devolvido aos clientes industriais, por meio da emissão de ações
preferenciais classe “B”, em conformidade com os processos descritos acima.
Em 31 de dezembro de 2016, havia 5.047 ações judiciais pendentes instauradas por clientes contra nós, questionando correções
monetárias, inflação discreta e cálculos de juros relacionados à amortização dos empréstimoscompulsórios. Dessas ações judiciais,
1.954 foram decididas contra nós e estão atualmente em fase de execução. O valor total envolvido nessas ações judiciais é não
ajustado por correção monetária e exigiu que uma avaliação especializada fosse estimada com precisão. No decurso dos processos de
execução, fomos obrigado a penhorar alguns dos nossos ativos, consistindo principalmente de ações preferenciais detidas por nós em
outras empresas do setor elétrico. Em 31 de dezembro de 2016, provisionamos R$ 13,9 bilhões para cobrir perdas decorrentes de
decisões desfavoráveis nesses processos.
136
O conflito foi levado ao Superior Tribunal de Justiça (STJ), que julgou o mérito. Um recurso, no entanto, foi arquivado no Supremo
Tribunal (STF) e aguarda julgamento.
Embora a questão tenha sido instaurada perante o Supremo Tribunal, tendo em vista a decisão do Tribunal Superior, expedida de
acordo com o Artigo 543-C do Código de Processo Civil de 1973, as demandas arquivadas continuam sendo processadas regularmente
e algumas decisões contra nós já foram expedidas. Nós fomos condenados a pagar diferenças de ajustes da inflação referentes a esse
período e, como resultado disso, muitas demandas de execução foram arquivadas. Nessas demandas, as partes estão discutindo como
calcular o valor devido.
Entretanto, durante o terceiro trimestre de 2015, o Tribunal Superior expediu decisões estabelecendo os parâmetros para esses
cálculos, considerando alguns argumentos por nós, mas não todos eles, os quais resultaram em ajustes na metodologia de cálculo e
classificação de nosso risco para essas demandas, e em consequentes mudanças nas provisões para contingências. Como essa decisão
foi considerada um evento subsequente para as nossas demonstrações financeiras de 2014, de acordo com os IAS 10, refletimos um
adicional de R$ 4,1 bilhões em provisões relacionadas a esses empréstimoscompulsórios.
Também estamos envolvidos em aproximadamente 2.039 ações judiciais pendentes relacionadas à amortização dos
empréstimoscompulsórios, nas quais os clientes buscam exercer a opção de conversão dos seus créditos apresentados por títulos de
dívida pagáveis ao portador. Esses títulos são chamados de “Obrigações da Eletrobras”. Entretanto, acreditamos que não temos mais
nenhuma responsabilidade com relação a esses títulos, uma vez que esses têm uma data de validade para apresentação e essa data já
passou.
Processos Fiscais
Pedido de Anulação
Trata-se de um pedido de anulação relativo a crédito tributário apurado no processo administrativo nº 16682.720330/2012 (cobrança
do PIS/COFINS na RTE e Itaipu). Em 6 de julho de 2015, Furnas fez um depósito judicial no valor exigido na ocasião, totalizando
R$ 117,3 milhões. A Furnas ainda está para arquivar a sua contestação. Nenhum impacto é esperado, considerando que houve um
depósito judicial do valor envolvido. Em 31 de dezembro de 2016, o montante provisionado era de R $ 143,1 milhões.
Processo Administrativo Fiscal nº 0075104.-45.2016.814.030.
Isso envolve um auto de infração fiscal relativo à falta de pagamento da Taxa de Controle, Acompanhamento e Fiscalização das
Atividades de Exploração e Aproveitamento de Recursos Hídricos ( “TFRH”), destinada a financiar a fiscalização e uso dos recursos
hídricos no Estado do Pará de abril a junho de 2015.
Na esfera administrativa, a impugnação, recurso e recurso de revisão foram rejeitados. O processo administrativo foi posteriormente
indeferido. Uma ação judicial foi iniciada e está sendo discutida perante o Tribunal de Justiça do Pará, ou TJPA. Uma medida liminar
foi concedida para suspender a necessidade de pagamento da dívida, bem como evitar qualquer ação que busque a cobrança da TFRH,
mesmo em relação a outros períodos. O Estado do Pará interpôs agravo de instrumento. A liminar foi suspensa pelo juiz de segunda
instância responsável pelo relatório sobre o agravo de instrumento. Por conta dessa suspensão a Eletronorte interpôs novo recurso, que
ainda está para ser julgado pelo TJPA. Além disso, dado que a ANEEL informou que era uma parte interessada no processo, os autos
foram submetidos à Justiça Federal, mas o juiz federal rejeitou o processo, devido à incompetência, e, respectivamente, os autos serão
enviados de volta para o TJPA, um tribunal estadual.
Sem esta liminar, o imposto tornou-se mais uma vez devido, permitindo assim que o Estado do Pará desse início a uma Execução
Fiscal (Processo nº 0023173-66.2016.4.01.3900 em trâmite perante a 6ª Vara Federal de Belém). Nesse processo, ativos de processos
judiciais da Eletronorte foram indicados como estando sujeitas a penhora judicial, mas o Estado do Pará ainda não informou se eles
estão de acordo com esses ativos. Além disso, houve o protesto do valor pelo Estado do Pará, o que levou a Eletronorte a iniciar ação
judicial para suspender o protesto da dívida (Processo nº 0023107-86.2016.4.01.3900). Contudo, a partir da data deste relatório anual,
nenhuma injunção foi obtida no âmbito deste processo.
A lei do estado do Pará também está sendo contestada perante o Supremo Tribunal Federal (STF) por meio de Ação Direta de
Inconstitucionalidade nº 5374 ajuizada pela Confederação Nacional da Indústria - CNI. A Eletronorte pediu para ser admitida nesse
processo como amicus curiae e atualmente está aguardando decisão. Em relação a essa ação, a Procuradoria Geral da República
emitiu um parecer requerendo que esta lei do Estado do Pará seja declarada inconstitucional e que sua eficácia seja suspensa. O valor
envolvido é R$ 354,7 milhões em 31 de dezembro de 2016.
Processo Administrativo Fiscal nº 16682.721.073/2014-51.
Processos administrativos fiscais relacionados à cobrança de uma multa a respeito da contribuição social devida, como resultado da
compensação feita pela Furnas sem utilizar o PER/DCOMP. Um auto de infração foi emitido visando a cobrança da contribuição
social, juros de mora e uma multa proporcional em razão da glosa efetuada pelo agente fiscal, devido ao uso dos créditos pela Furnas
com relação ao prejuízo fiscal registrado. 2007. Este processo está atualmente na fase de recurso administrativo. Em 31 de dezembro
de 2016, o valor envolvido era de R$ 277,4 milhões.
137
Processos Cíveis
Expropriação de Terras
As nossas controladas estão normalmente envolvidas em uma série de processos judiciais relacionados à propriação de terremos
utilizados para a construção de usinas hidrelétricas, especialmente nas regiões norte e nordeste. A maioria desses processos judiciais
está relacionada à indenização paga às populações atingidas pela construção dos reservatórios e pelos danos ambientais ou
econômicos infligidos sobre as populações afetadas e cidades vizinhas. As principais ações judiciais relacionadas à propriação
envolvendo as nossas controladas se encontram descritas abaixo.
No norte do Brasil, a Eletronorte está envolvida em diversos processos judiciais relacionados à expropriação de terras para a
construção da usina hidrelétrica de Balbina, no Estado do Amazonas. As ações judiciais relacionadas à expropriação da Balbina
envolvem o valor a ser pago pelo terreno expropriado e a legalidade da posse do terreno afetado reclamado pelos supostos
proprietários. O valor total envolvido foi reconhecido como uma provisão, foi de aproximadamente R$ 283,5 milhões.
Mendes Jr.
Em 31 de dezembro de 2012, a Chesf estava envolvida em processos judiciais litigiosos significativos com a Mendes Jr., uma
empreiteira brasileira. A Chesf e a Mendes Jr. celebraram um contrato em 1981 estabelecendo determinadas obras de construção a
serem realizadas pela Mendes Jr. O contrato, conforme alterado, estabelece que, em caso de atraso nos pagamentos devidos pela Chesf
à Mendes Jr., a Mendes Jr. teria direito a juros de mora à taxa de 1,0% ao mês, mais a correção da inflação. Durante a realização das
obras, os pagamentos pela Chesf foram atrasados e a Chesf posteriormente pagos juros de mora à taxa de 1,0%, mais a correção sobre
esses pagamentos atrasados. A Mendes Jr. alegou que, como foi obrigada a obter um financiamento no mercado a fim de não
interromper a obra de construção, tinha o direito de ser reembolsada com relação a esse financiamento, às taxas de juro de mercado,
que eram muito superiores às taxas de juros de mora contratuais.
O juiz de primeira instância indeferiu as demandas da Mendes Jr. e a Mendes Jr. recorreu para o Tribunal Superior do Estado de
Pernambuco, ou o Tribunal Superior. O Tribunal Superior reintegrou as demandas da Mendes Jr. e finalmente declarou a Chesf
responsável por reembolsar os custos de financiamento da Mendes Jr. relacionados aos pagamentos atrasados, às taxas de juro de
mercado, mais honorários advocatícios de 20,0% do valor do litígio, com o total sendo corrigido às taxas de mercado até a data de
pagamento efetivo. O recurso da Chesf da decisão do Tribunal Superior para o Superior Tribunal de Justiça, ou STJ, foi indeferido por
questões jurisdicionais. A Mendes Jr. então instaurou uma segunda ação judicial em um tribunal estadual de Pernambuco para ordenar
que a Chesf pagasse pelos prejuízos Reais incorridos pela Mendes Jr., e para determinar o valor pagável. Nos processos de execução,
o tribunal de primeira instância decidiu em favor da Mendes Jr., mas o Tribunal Superior decidiu em favor da Chesf, anulando a
decisão do tribunal de primeira instância no processo de execução. A Mendes Jr. recorreu dessa decisão do Tribunal Superior para o
STJ e para o Supremo Tribunal Federal, ambos os recursos tendo sido rejeitados. Ao mesmo tempo, o governo brasileiro também
solicitou ao STJ que permitisse que o governo participasse dos processos como assistente da Chesf. Em dezembro de 1997, o STJ
decidiu que: (i) o segundo processo deveria ser reiniciado a partir da fase de primeira instância; (ii) o governo brasileiro deveria
participar do processo como assistente da Chesf; e (iii) o segundo processo deveria ser julgado nos tribunais federais brasileiros, ao
invés de nos tribunais estaduais para o qual foram originalmente apresentados. O segundo processo foi recomeçado nos tribunais
federais brasileiros para determinar o valor final a ser pago pela Chesf à Mendes Jr. Um perito foi chamado para determinar o valor da
demanda, e teve sua decisão contestada pela Chesf. Como consequência disso, o tribunal decidiu rejeitar a opinião do perito, mas
fixou os critérios que deveriam ser aplicados na determinação do valor devido. A Mendes Jr. recorreu, solicitando que o tribunal
exigisse que a Chesf pagasse o valor determinado pelo perito. A Chesf e o governo brasileiro também recorreram, solicitando que o
processo encerrado, visto que não há nenhuma evidência de que a Mendes Jr. obteve empréstimos para concluir a construção. Em 25
de outubro de 2010, o Tribunal Regional Federal da 5a Região manteve os recursos interpostos pela Chesf e pelo governo brasileiro e
determinou que a ação judicial sem procedência. A Mendes Júnior entrou com um recurso contra essa decisão perante a 5a Região do
Tribunal Federal, o qual foi negado.
Mendes Junior interpôs recurso contra tal negação, que foi rejeitado pelo Superior Tribunal de Justiça em 19 de março de 2015.
Mendes Júnior então interpôs recurso definitivo perante o Supremo Tribunal Federal contra a decisão do Superior Tribunal de Justiça,
este recurso definitivo foi negado pela Justiça e está agora pendente de julgamento pela câmara competente. O valor inicial invocado
pelos demandantes era de aproximadamente R$ 7 bilhões (não considerando a inflação). Em 31 de dezembro de 2016, não tínhamos
provisões relacionadas a essa questão. Considerando a decisão do Tribunal Federal Regional, do Superior Tribunal de Justiça e do
Supremo Tribunal Federal do Brasil, a probabilidade de uma obrigação financeira na conclusão deste assunto foi considerada remota.
Ver nota 30 das nossas demonstrações financeiras consolidadas.
138
Usina Xingó “Fator K”
Em 31 de dezembro de 2016, a Chesf também estava envolvida em um litígio com o consórcio responsável pela construção da usina
Xingó, ou Consórcio Xingó, e reconhecemos a provisão de R$ 1.287 milhões nas nossas demonstrações financeiras consolidadas.
Com relação à construção da usina Xingó, a Chesf e o Consórcio Xingó celebraram um contrato de construção que foi alterado em
1988, para estabelecer que um ajuste adicional da inflação (referido como o “fator K”) fosse adicionado a determinados pagamentos
de correção monetária exigidos a serem efetuados pela Chesf ao Consórcio Xingó de acordo com o contrato. Essa alteração resultou
em pagamentos pela Chesf ao Consórcio Xingó que eram superiores aos pagamentos que o Edital de Licitação original, ou RFP,
referente a esse projeto indicado pagaria ao concorrente vencedor.
Em 1994, a Chesf deixou de se aplicar unilateralmente o fator K aos seus pagamentos ao Consórcio Xingó (e consequentemente
reduziu os seus pagamentos ao Consórcio Xingó para o valor que a Chesf teria que pagar se o fator K não tivesse sido aplicado a esses
pagamentos), e entrou com uma ação judicial contra o Consórcio Xingó, objetivando reembolso dos valores adicionais pagos de
acordo com o ajuste do fator K, alegando que o uso de um sistema de correção mais favorável para o Consórcio Xingó do aquele
inicialmente estabelecido pelo RFP era ilegal de acordo com as normas de licitação pública. O Consórcio Xingó ainda entrou com
uma ação contra a Chesf exigindo o pagamento integral dos valores devidos à aplicação do fator K. A ação da Chesf foi rejeitada e a
ação judicial do Consórcio Xingó foi decidida favoravelmente à demandante, ordenando que a Chesf pagasse os valores
correspondentes à aplicação do fator K. A Chesf e o governo brasileiro, que está atuando como assistente da primeira no processo, já
recorreram ao Tribunal Superior. Em agosto de 2010, o Tribunal Superior concedeu um daqueles recursos especiais apresentados pela
Chesf, reduzindo o valor do processo, o que significa uma redução substancial dos honorários que poderão ser pagos na ação judicial
principal. O mesmo Tribunal Superior rejeitou os recursos especiais restantes apresentados pela Chesf e pela União Federal, e,
portanto, manteve a decisão do Tribunal do Estado de Pernambuco, que rejeitou a ação declaratória movida pela Chesf e concedeu o
pedido reconvencional apresentado pelos réus, o que fez com que a Chesf enviasse pedidos de esclarecimento, que foram a julgamento
em dezembro de 2012 e foram concluídos em dezembro de 2013, tendo sido todos rejeitados.
Ao mesmo tempo, e desde a conclusão do processamento do fato nas instâncias ordinárias, os réus vêm tomando diversas iniciativas
perante o Tribunal comum do Estado de Pernambuco para obter a execução do valor solicitado na reconvenção.
Em agosto de 2013, os réus tomaram a iniciativa perante a 12ª Vara Cível do Recife, no Estado de Pernambuco, para obter a execução
provisória dos valores que, de acordo com os seus próprios cálculos, seriam a correção do valor concedido pelo Tribunal do Estado de
Pernambuco. Nesse caso, a Chesf foi condenada a pagar os valores em questão, porém apresentou um “desafio de pré-execução” (apontando, apoiada pela jurisprudência do Tribunal Superior, várias irregularidades nos procedimentos que imediatamente
desautorizariam essa execução provisória, sem prejudicar os outros tópicos específicos contestados nos cálculos dos próprios réus,
devido à norma do Tribunal do Estado de Pernambuco). Após uma resposta das rés e uma resposta da CHESF, em 31 de dezembro de
2013, o processo estava aguardando exame pelo tribunal desta “contestação”. Em 22 de agosto de 2014, o desafio pré-execução foi
indeferido, e a apreensão através do sistema eletrônico do Banco Central de R$ 948,7 milhões foi ordenada. Um seguro garantia foi
oferecido no montante de R$ 1,3 bilhão em lugar do confisco online, que foi aceito em 28 de agosto de 2014 pelo Juiz do 12º Tribunal
Civil, que ordenou a liberação imediata da soma confiscada. Um recurso interposto pelo Consórcio privou a suspensão em 15 de
setembro de 2014 dos efeitos da decisão que ordenou a liberação da soma; entretanto, em 24 de setembro de 2014, o tribunal invalidou
os Pedidos de Esclarecimento instaurados pela CHESF referentes à execução provisória e, portanto, revogou as medidas de constrição
ordenadas incidentalmente.
O Consórcio entrou com uma demanda, atribuída à 6ª Câmara Civil do Tribunal Estadual de Pernambuco, em 6 de novembro de 2014.
De acordo com a sentença da segunda instância publicado em 13 de janeiro de 2015, a queixa não foi reconhecida. Em virtude de um
pedido de esclarecimento apresentado pelos réus, uma nova sentença foi concedida em 03 de fevereiro de 2015, no qual a decisão
anterior de não reconhecer a reclamação foi revertida. De acordo com essa nova sentença, o Tribunal aceitou a liquidação oferecida
pelo réu, com a apresentação posterior dos registros judiciais ao contador judicial, para os cálculos adequados. A Chesf interpôs um
agravo de instrumento e um recurso para alteração da sentença, a fim de contestar essa nova sentença concedida pelo Tribunal, uma
vez que a primeira sentença já havia resolvido não prosseguir com a execução preliminar. Entretanto, o agravo de instrumento foi
negado e, em 13 de abril, 2015, o recurso de alteração da sentença foi rejeitado sob o argumento de que se tratava de medidas para
simplesmente adiar o efeito da sentença, tendo, portanto, a segunda sentença do Tribunal, sido mantida com o envio posterior dos
registros do tribunal ao contador judicial, para os cálculos adequados. O Consórcio apresentou um agravo de instrumento que permitiu
que o juiz da 12ª Vara Cível do Recife prosseguisse com uma conta caução de R$ 1 bilhão, excluindo os honorários advocatícios. Em
31 de dezembro de 2015, o Poder Judiciário bloqueou R$ 360 milhões daquela conta. O Consórcio entrou com recurso, exigindo que
25% das receitas da Chesf fossem penhoradas e que o valor anteriormente bloqueado fosse liberado. Entretanto, o juiz, e,
posteriormente, o Tribunal do Estado de Pernambuco, rejeitou o referido recurso.
Em 24 de fevereiro de 2016, uma nova decisão da 12ª Vara Cível do Recife deferiu um pedido de penhora de títulos públicos detidos
pela Chesf, a fim de complementar o valor que já havia sido bloqueado. A 12ª Vara Cível do Recife aceita procedimentos preliminares
que buscam executar sentenças existentes (“cumprimento provisório de sentença”). De acordo com esse procedimento, o qual foi
solicitado pelo Consórcio, (i) o juiz aprovou o cálculo elaborado pelo contador judicial, que resultou em uma sentença de valor
principal preliminar (datada de abril de 2015) de aproximadamente R$ 1.035 bilhão, e com a qual a Chesf discorda; (ii) o seguro de
garantia apresentado pela Chesf, que havia sido aceitado pelo juiz, foi posteriormente rejeitado pelo Tribunal do Estado de
Pernambuco; (iii) em setembro de 2016, os ativos bancários financeiros da Chesf foram penhorados em um valor aproximado de
R$ 500 milhões; e (iv) a Chesf interpôs um agravo de instrumento e uma demanda que ainda devem ser revistos pelo Tribunal do
Estado de Pernambuco. A Chesf também interpôs recursos especiais e extraordinário perante o Superior Tribunal de Justiça (STJ) e
perante o Supremo Tribunal Federal (STF), respectivamente. O recurso especial ainda deve ser revisto pelo STJ, enquanto o recurso
extraordinário só poderá ser julgado pelo STF, após o STJ proferir uma sentença a respeito dessa questão.
139
Considerando a evolução de todos os processos acima referidos e das decisões de recursos, a Administração, com base na opinião de
seus assessores jurídicos e em cálculos que levaram em conta a suspensão de pagamentos relacionados ao Fator K e sua respectiva
correção monetária, determinou que reconheceria uma provisão de R$ 1.169,3 milhões em 31 de dezembro de 2016 em “Passivos Não
Circulantes” e R$ 117,7 milhões adicionais em relação ao valor da condenação em custódia em favor dos patronos das partes adversas
à Chesf (fixados à alíquota de 10% sobre o valor da condenação principal mais R$ 100 mil).
Litígio Chesf - Fazenda Aldeia
Os administradores do espólio de Anderson Moura de Souza e de sua esposa iniciaram uma ação de indenização contra a Chesf,
relacionada a 14.400 hectares de terra. Um tribunal de primeira instância determinou haver base legal para a demanda e ordenou que a
Chesf pagasse R$ 50 milhões, correspondentes ao valor do principal acrescido de juros e correção monetária. Em dezembro de 2008, a
Chesf interpôs um recurso perante o Tribunal de Justiça do Estado da Bahia. Em março de 2009, essa ação judicial foi transferida para
os tribunais federais, o que anulou o pedido de indenização. A 1ª Região do Tribunal Federal afirmou parcialmente a ordem original,
porém a sua decisão foi suspensa, uma vez que um dos juízes solicitou mais tempo para se pronunciar sobre o caso. Em 30 de junho
de 2011, o recurso da Chesf recebeu uma reparação parcial. De acordo com uma decisão publicada em 24 de junho de 2011, o tribunal
rejeitou o recurso da demandante. Em 30 de setembro de 2011, uma ação de rescisão foi instaurada na 1a Região do Tribunal Federal.
Em 31 de dezembro de 2011, foi concedida uma liminar para interromper a execução do processo principal. Em 31 de dezembro de
2015, ainda não havíamos recebido a sentença da apelação. Em janeiro de 2016, o Ministério Público Federal optou pela extinção da
ação. A Chesf reconheceu uma provisão de R$ 100 milhões com relação a esse processo. Para uma discussão mais aprofundada a
respeito dessa ação judicial, ver a nota 30 das nossas demonstrações financeiras referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de
2016.
Amazonas D como devedora de vários contratos de abastecimento de energia.
A Amazonas D é ré em ações judiciais que buscam pagamentos, multas e encargos por supostos atrasos e inadimplementos causados
pela Amazonas D no cumprimento das obrigações decorrentes de contratos com a Independent Power Producers - PIE’s. Essas ações
judiciais foram causadas pela falta de pagamento ou por atraso no pagamento das faturas pela Amazonas D. Essas ações judiciais
foram instauradas contra nossa subsidiária Amazonas D, e nós nomeamos um advogado para elas por sermos fiadores e devedores
principais da Amazonas D em diversos contratos de abastecimento de energia.
Quanto às demandas relacionadas a essa questão, algumas foram indeferidas (decisões favoráveis para nós) por tribunais de primeira
instância, enquanto outras foram concedidas (desfavoráveis para nós), também pelos tribunais de primeira instância, e outras se
encontram aguardando julgamento. Nos processos julgados contra nós, nós entramos com recursos que estão atualmente aguardando
julgamento.
Os processos que foram indeferidos ou que ainda não foram julgados por tribunais de primeira instância tiveram suas chances de perda
estimadas como improváveis, considerando que não obrigação presente para cada um desses casos e, portanto, nenhuma provisão foi
reconhecida. Entretanto, as demandas que foram julgadas contra nós tiveram a sua classificação de risco ajustada para provável, uma
vez que, por elas serem principalmente relacionadas ao exame dos fatos e evidências, é improvável que os tribunais superiores
revertam as decisões dos tribunais de primeira instância. O valor reconhecido como provisão em 31 de dezembro de 2016 era de
R$ 965 milhões para a Amazonas D.
Amazonas D - Contrato de Fornecimento de Gás - CIGÁS - Limitação do Volume de Gás
Com relação ao valor da Conta CCC para os custos de geração de nossa subsidiária Amazonas D, existe a possibilidade de que o valor
do reembolso da Conta CCC, Despacho nº 314, de 2 de fevereiro de 2016, não seja suficiente para cobrir a Quantidade Diária
Contratada (“QDC”) de 5.420.000 m3/dia, conforme estabelecido no Contrato de Compra e Venda de Gás Natural entre a Amazonas
D e a CIGAS/Petrobras.
Em 2017, a ANEEL, através da Resolução Ratificadora nº 2.202, que aprovou o orçamento anual da Conta CDE para o ano de 2017,
manteve a mesma limitação de reembolso referente ao volume de gás ao nível de 2016. A Amazonas D apresentou pedidos de
reconsideração perante a ANEEL, dadas as limitações orçamentárias impostas pela ANEEL, os quais estão pendentes de análise.
No entanto, no que se refere à limitação do reembolso do volume de gás, a Amazonas D avalia o risco de materialização do
desembolso financeiro como baixo, por entender que a ANEEL não pode criar uma provisão que limite a cobertura do reembolso dos
custos de geração definidos pela Lei nº 12.119/2009 e reforçada pela Lei nº 13.299/2016.
140
Além disso, a Amazonas D considera que a decisão favorável proferida por um tribunal de recursos em um caso similar deve permitir
o reembolso integral dos custos de geração, eliminando os efeitos das limitações impostas. Em último caso, a Amazonas D acredita
que, no improvável caso de uma limitação imposta pela ANEEL em relação ao reembolso do volume de gás, haveria uma revisão
econômico-financeira sujeita à revisão do contrato de gás relevante ou uma revisão do preço do gás pela ANP para compensar esse
desequilíbrio.
Os valores envolvidos na limitação do reembolso do volume de gás em 2015 e 2016 são de R$ 340 milhões e R$ 378 milhões,
respectivamente.
Amazonas D - Reembolso de Petróleo - Resolução Ratificadora da ANEEL nº 427/2011
Medida Provisória nº 466/2009, posteriormente convertida em Lei nº 12.111/2009, desde que a Conta CCC reembolsasse não só o
custo total do combustível, mas também o custo total da geração de energia do Sistema Isolado, deduzindo do custo médio da energia
determinada para o ambiente regulado. A Lei nº 12.111/2009 e o Decreto nº 7.246/2010 não impõem nem estabelecem qualquer
limitação ao reembolso integral.
No entanto, em conjunto com a Lei nº 12.111/2009 e o Decreto nº 7.246/2010, a Resolução Normativa nº 427 da ANEEL estabeleceu
limitações ao reembolso dos custos de aquisição de combustíveis que estabelecem um preço de referência. A Amazonas D entende
que o reembolso da Conta CCC é um direito sem qualquer limitação, no entanto, a empresa teve que fazer uma injunção para garantir
o ressarcimento previsto na Lei nº 12.111/2009, sem qualquer limitação.
Através deste processo, foi proferida a Decisão de Segunda Instância, que garante à Amazonas D o reembolso integral dos custos de
geração, rejeitando os efeitos da Resolução Ratificadora da ANEEL nº 427/2011. Consequentemente, é atualmente executada pela
decisão que concedeu a injunção solicitada a fim de assegurar o reembolso integral dos custos de consumo de combustível, sem
qualquer limitação. Desta forma, a Amazonas D permanece totalmente reembolsada por seus custos de geração
A Amazonas D entende que o risco de perda do processo é baixo por causa da decisão já proferida, reforçada pela Lei nº 13.299/2016,
que tem o benefício de fornecer recursos para o pagamento de reembolsos de despesas de aquisição de combustível incorridas até 30
de abril de 2016 por concessionárias detentoras das concessões previstas na Lei nº 12.111/2009, porém não reembolsadas em razão
dos requisitos econômicos e de eficiência energética a que se refere o parágrafo 12º do artigo 3º desta lei.
Desta forma, a Nota Técnica da ANEEL nº 331/2016, de 12 de setembro de 2016, também incluída abaixo, prevê a necessidade de
ajustes à Resolução Normativa nº 427/2011 nos termos da Lei nº 13.299/2016.
Alterações na Conta CCC
Como resultado da publicação da Lei nº 13.299, de 21/06/2016, que alterou, dentre outras, as disposições da Lei nº 12.111, de 2009, é
necessário adequar o ato normativo da ANEEL que regula a gestão e processamento da Conta CCC.
Dessa forma, tendo em vista a Resolução Normativa nº 427/2011, os pontos a serem revisados são identificados a seguir. Em primeiro
lugar, e sendo apresentado como um item de grande impacto econômico-financeiro sobre os distribuidores beneficiados, cita-se o
artigo 3º da Lei nº 13.299/2016, que prevê o ressarcimento de custos, comprovados, mas não reembolsados de acordo com os
requisitos de eficiência energética e econômicos no parágrafo 12º do artigo 3º da Lei nº 12.111/2010, inclusive atualizações
monetárias, até 30 de abril de 2016.
Consequentemente, e considerando que a Lei nº 13.299/2016 garante o reembolso integral do custo do combustível até 30 de abril de
2016, o valor estimado em litígio após abril de 2016 é de aproximadamente R$ 96,7 milhões.
Ação civil da Eletronorte
Um processo judicial da Sul América Empresa Nacional de Seguros contra a Eletronorte, reclamando do reembolso de valores pagos
por ela à Albrás Aluminio Brasileiro S.A., ou Albras, de acordo com obrigações decorrentes de contratos de seguro.
Os principais argumentos da demandante são os seguintes: a responsabilidade do sinistro de seguro foi alegadamente a interrupção do
abastecimento de energia elétrica para o complexo industrial, o qual é objeto de um contrato específico entre a Albras e a Eletronorte.
Os principais argumentos do réu são os seguintes: a lei de prazos prescricionais é aplicável, ausência de responsabilidade estrita,
inexistência de culpa e circunstâncias imprevisíveis, que são causas que excluem a responsabilidade.
A determinação do juiz da 1a instância julgou procedente o pedido da demandante e ordenou que a Eletronorte pagasse à demandante
R$ 55,7 milhões, incluindo a correção monetária de acordo com a variação do índice INPC da data de preparo dos cálculos
apresentados
141
no processo judicial e juros a uma taxa de 1% por mês desde o atendimento do processo. As partes apresentaram recursos contra a
decisão, o recurso interposto pela Eletronorte foi indeferido, e o recurso da demandante foi considerado procedente.
A Eletronorte interpôs um recurso contra essa decisão, e a decisão desse recurso adicional confirmou que, em caso de pagamentos em
atraso não envolvendo pessoas físicas, e mediante a ausência de uma contestação extrajudicial pela parte que causou o dano, os juros
começam a fluir desde que a entrega da citação judicial é feita, para as quantias pagas administrativamente e, para o pagamento de
indenização adicional, desde que a entrega da citação judicial foi feita na ação instaurada pela empresa segurada contra as seguradoras
perante a Justiça do Estado do Rio de Janeiro.
A Eletronorte arquivou uma moção para esclarecimento, a qual foi negada. Tanto a autora quanto a Eletronorte então interpuseram
recursos especiais perante o Superior Tribunal de Justiça, os quais foram admitidos. Os recursos especiais estão pendentes de
julgamento. O valor envolvido é de R$ 237,3 milhões.
Ações da classe de consumidores
Ação movida pela Associação Nacional de Consumidores (ANDECO).
Trata-se de uma ação coletiva, em andamento na 18ª Vara Cível de Brasília, movida pela ANDECO contra nós, a Amazonas Energia,
a Eletroacre, a CEAL, a CELG-D, a CEPISA, a CERON e a Boa Vista Energia.
A parte autora alega que, na ausência da autorização da ANEEL, a cobrança rateada de perdas não técnicas (fraude, roubo, erros de
medição, faturamento e entrega sem mensuração) é indevida e que as empresas de distribuição devem ser obrigadas a devolver duas
vezes os valores cobrados no período de 2010 a 2014, de acordo com os respectivos balanços patrimoniais. A parte autora também
pede a anulação de todas as Resoluções da ANEEL que permitam a coleta e inclusão nas faturas de valores cobrados por perdas não
técnicas.
A parte autora solicitou liminar para suspender a cobrança e as Resoluções da ANEEL subjacentes, que foram rejeitadas. O processo
então foi redistribuído para a 21ª Vara Federal de Brasília, depois que a ANEEL aderiu ao caso. O juiz federal determinou que todas
as decisões tomadas até o momento seriam mantidas e, avançando, determinou que a ANEEL e o Governo Federal deveriam ser
intimados e apresentar defesa.
Em 8 de agosto de 2016, houve uma redistribuição dos autos da 21ª Vara Federal de Brasília com uma ordem inicial mantendo os atos
até então praticados na esfera civil e determinando a intimação da ANEEL e da União para apresentar a defesa, com uma resposta
posterior da parte autora.
Processos Ambientais
Somos obrigados a cumprir leis e regulamentos ambientais estritos que nos submeteram e/ou submeteram as nossas controladas a
sermos signatários do Termo de Ajuste de Conduta e Acordo de Consentimento, ou TACs. Se não respeitarmos as disposições destes
TAC, estaremos sujeitos a multas e outras penalidades significativas. Não registramos provisões relativamente a estes TAC.
Aquisição de energia da Belo Monte destinada ao Mercado Livre
Nós e nossas controladas, Chesf e Eletronorte, detemos 49,98% do capital social da SPE Norte Energia SA (NESA), responsável pela
construção da usina hidrelétrica de Belo Monte.
Houve desacordo entre os sócios quanto à aplicação da cláusula 6.7 do Acordo de Acionistas, que trata do exercício dos direitos de
preferência para celebrar o contrato de compra pelo preço de R$ 130,00/MWh (em abril de 2010) pela aquisição de 20% da energia
média assegurada por nós a partir da energia da Belo Monte destinada ao Ambiente de Contratação Livre - ACL.
Alguns membros da NESA afirmam que temos a obrigação de comprar essa energia. Entendemos que não existe tal obrigação, mas
sim um direito de preferência. O Acordo de Acionistas prevê que os conflitos sejam resolvidos por meio de arbitragem. Desta forma, a
Assembleia Geral de Acionistas da Norte Energia S.A. (NESA) deliberou em abril de 2016 devido ao início deste processo legal.
No presente procedimento de arbitragem, nós, com o apoio de advogados externos, avaliamos que é mais provável que não exista uma
obrigação presente legal ou construtiva de um evento passado.
142
Além disso, caso não tenhamos sucesso no processo de arbitragem em andamento, estimamos o potencial de perdas de até R$ 2,2
bilhões na operação de compra e venda dessa energia, considerando os valores em 31 de dezembro de 2016. Para esta estimativa,
foram utilizados pressupostos e percentagens de preços internos.
Notas Explicativas
Para uma discussão adicional a respeito dos litígios em andamento envolvendo nós e as nossas controladas, ver a Nota 30 referente às
demonstrações financeiras consolidadas.
Política de Distribuição de Dividendos
A Lei das Sociedades Anônimas e os nossos estatutos estabelecem que devemos pagar aos nossos acionistas uma distribuição
obrigatória equivalente a, pelo menos, 25,0% do nosso rendimento líquido ajustado referente ao exercício fiscal anterior. Além disso,
os nossos estatutos nos exigem que demos: (i) às ações preferenciais classe “A” prioridade na distribuição de dividendos, a 8% a cada
ano, sobre o capital relacionado a essas ações; e (ii) às ações preferenciais classe “B” que tiverem sido emitidas em ou após 23 de
junho de 1969 prioridade na distribuição de dividendos, a 6% a cada ano, sobre o capital relacionado a essas ações. Além disso, as
ações preferenciais deverão receber um dividendo de 10% sobre o dividendo pago pelas ações ordinárias.
A tabela a seguir estabelece os nossos dividendos propostos referentes ao período indicado:
Ano
2016(1) 2015(1) 2014(1)
(R$)
Ações ordinárias - - - Ações Preferenciais Classe A 2,17825658673 (2) - - Ações Preferenciais Classe B 1,63369244005 (2) - -
(1) Em nossa demonstração financeira, referente ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2014, não houve Dividendos
Declarados, mas nossa 55ª Assembleia de Acionistas aprovou o pagamento do saldo da conta de reserva de lucros no valor de
R$ 26 milhões a favor dos acionistas Preferenciais de Classe A e Classe B. Esse valor (conforme ajustado) foi pago em 2015.
(2) Dividendo proposto pela nossa administração. Nossa Assembleia Geral de Acionistas realizada em 28 de abril de 2017 aprovou
o ajuste desses valores entre 1º de janeiro de 2017 e a data de pagamento (que poderá ocorrer até 31 de dezembro de 2017) pela
variação da taxa SELIC.
B. Mudanças Significativas
Não há.
ITEM 9. OFERTA E LISTAGEM EM BOLSA
A. Oferta e Detalhes de Listagem
Oferta e detalhes de Listagem - Ações Ordinárias
As nossas ações ordinárias foram listadas nas bolsas de valores brasileiras em 7 de setembro de 1971. A tabela a seguir estabelece os
preços de vendas relatados no fechamento, altos e baixos, referentes às nossas ações ordinárias na BM&FBOVESPA, e o volume
médio de listagem diário referente aos períodos anuais indicados.
Reais Nominais por Ação Ordinária Média Diária
Alta Baixa
Volume de
Negociação
(milhões de ações)
2012 19,36 6,16 2,052
2013 8,10 4,41 2,510
2014 8,60 4,57 2,607
2015 8,66 4,72 2,037
2016 25,76 4,88 2,247
Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.
143
A tabela a seguir estabelece os preços de vendas relatados no fechamento, altos e baixos, referentes às nossas ações ordinárias na
BM&FBOVESPA, e o volume médio de listagem diário referente aos períodos anuais indicados:
Reais Nominais por Ação Ordinária Média Diária
Alta Baixa
Volume de
Negociação
(milhões de ações)
Primeiro Trimestre de 2014 6,60 4,57 2,516
Segundo Trimestre de 2014 7,98 6,39 2,427
Terceiro Trimestre de 2014 8,60 6,15 2,361
Quarto Trimestre de 2014 7,16 5,15 3,125
Primeiro Trimestre de 2015 6,04 4,90 1,711
Segundo Trimestre de 2015 8,66 5,88 1,189
Terceiro Trimestre de 2015 6,17 4,72 1,371
Quarto Trimestre de 2015 6,34 4,97 1,908
Primeiro Trimestre de 2016 7,31 4,88 1,529
Segundo Trimestre de 2016 13,20 6,17 2,941
Terceiro Trimestre de 2016 24,07 12,79 2,165
Quarto Trimestre de 2016 25,76 18,97 2,323
Primeiro Trimestre de 2017 23,20 17,10 1,341
Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.
A tabela a seguir estabelece os preços de venda no fechamento, altos e baixos, relatados referentes às nossas ações ordinárias na
BM&FBOVESPA, e o volume médio de listagem diário aproximado referente aos períodos indicados:
Reais Nominais por Ação Ordinária Média Diária
Alta Baixa
Volume de
Negociação
(milhões de ações)
Junho de 2015 7,04 5,88 1,938
Julho de 2015 6,17 5,26 1,295
Agosto de 2015 5,86 4,72 1,255
Setembro de 2015 5,53 4,81 1,567
Outubro de 2015 5,79 4,97 1,795
Novembro de 2015 6,34 5,42 2,025
Dezembro de 2015 5,99 5,47 1,914
Janeiro de 2016 5,82 4,88 1,454
Fevereiro de 2016 6,33 5,58 1,135
Março de 2016 7,31 5,70 1,936
Abril de 2016 7,03 6,17 1,297
Maio de 2016 8,20 6,95 3,290
Junho de 2016 13,20 8,22 4,010
Julho de 2016 17,63 12,79 2,697
Agosto de 2016 22,53 17,60 2,206
Setembro de 2016 24,07 12,79 2,165
Outubro de 2016 23,91 18,97 2,051
Novembro de 2016 25,76 22,10 3,340
Dezembro de 2016 24,84 22,00 1,615
Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.
144
Nos Estados Unidos, as nossas ações ordinárias são negociadas na forma de ADS. A tabela a seguir estabelece os preços de venda no
fechamento, altos e baixos, relatados referentes aos nossos ADS representando ações ordinárias na NYSE, e o volume médio de
listagem diário aproximado referente aos períodos indicados:
US$ por ADS (ações ordinárias) Média Diária
Alta Baixa
Volume de
Negociação
(milhões de ações)
Junho de 2015 2,20 1,86 0,501
Julho de 2015 1,93 1,56 0,524
Agosto de 2015 1,65 1,27 0,570
Setembro de 2015 1,40 1,17 0,560
Outubro de 2015 1,48 1,23 0,548
Novembro de 2015 1,62 1,30 0,456
Dezembro de 2015 1,52 1,31 0,496
Janeiro de 2016 1,42 1,14 0,329
Fevereiro de 2016 1,60 1,37 0,362
Março de 2016 1,99 1,44 0,524
Abril de 2016 2,21 1,61 0,443
Maio de 2016 2,27 1,89 1,449
Junho de 2016 3,94 2,32 1,014
Julho de 2016 5,34 3,82 0,439
Agosto de 2016 6,87 5,30 0,344
Setembro de 2016 7,44 5,84 0,169
Outubro de 2016 7,39 5,81 0,301
Novembro de 2016 7,54 6,42 0,172
Dezembro de 2016 7,09 6,41 0,121
Fonte: Bolsa de Valores de Nova York.
Detalhes da Oferta e de Listagem - Ações Preferenciais
A tabela a seguir estabelece os preços de vendas no fechamento, altos e baixos, relatados referentes às nossas ações preferenciais
Classe B na BM&FBOVESPA, e o volume médio de listagem diário aproximado referente aos períodos anuais indicados.
Reais Nominais por Ação
Preferencial Média Diária
Alta Baixa
Volume de
Negociação
(milhões de ações)
2012 27,49 7,30 1,724
2013 13,70 8,03 2,013
2014 12,64 6,25 1,768
2015 11,17 5,85 1,639
2016 29,70 8,16 1,786
Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.
A tabela a seguir estabelece os preços de vendas no fechamento, altos e baixos, relatados referentes às nossas ações preferenciais
Classe B na BM&FBOVESPA, e o volume médio de listagem diário aproximado referente aos períodos anuais indicados:
145
Reais Nominais por Ação
Preferencial Média Diária
Alta Baixa
Volume de
Negociação
(milhões de ações)
Primeiro Trimestre de 2013 13,70 9,69 1,961
Segundo Trimestre de 2013 12,75 8,03 2,620
Terceiro Trimestre de 2013 10,47 8,11 1,873
Quarto Trimestre de 2013 12,00 9,88 1,587
Primeiro Trimestre de 2014 10,88 8,50 1,916
Segundo Trimestre de 2014 12,64 9,55 1,721
Terceiro Trimestre de 2014 12,53 10,10 1,461
Quarto Trimestre de 2014 10,66 6,25 1,989
Primeiro Trimestre de 2015 8,40 5,85 1,928
Segundo Trimestre de 2015 10,60 7,29 1,737
Terceiro Trimestre de 2015 9,10 6,91 1,371
Quarto Trimestre de 2015 11,17 8,60 1,534
Primeiro Trimestre de 2016 11,21 8,16 1,797
Segundo Trimestre de 2016 18,68 10,14 2,052
Terceiro Trimestre de 2016 29,70 17,42 1.658
Quarto Trimestre de 2016 28,67 23,75 1,637
Primeiro Trimestre de 2017 26,75 21,56 1,064
Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.
A tabela a seguir estabelece os preços de vendas no fechamento, altos e baixos, relatados referentes às nossas ações preferenciais
Classe B na BM&FBOVESPA, e o volume médio de listagem diário aproximado referente aos períodos anuais indicados:
Reais Nominais por Ação
Preferencial Média Diária
Alta Baixa
Volume de
Negociação
(milhões de ações)
Junho de 2015 9,94 8,47 1,156
Julho de 2015 9,04 8,05 1,114
Agosto de 2015 8,85 6,91 1,103
Setembro de 2015 9,10 7,51 1,908
Outubro de 2015 10,19 8,60 1,362
Novembro de 2015 11,17 9,93 2,124
Dezembro de 2015 10,83 9,95 1,153
Janeiro de 2016 10,14 8,16 1,640
Fevereiro de 2016 10,34 9,50 1,563
Março de 2016 11,21 9,90 2,135
Abril de 2016 11,23 10,14 1,786
Maio de 2016 13,51 11,65 2,034
Junho de 2016 18,68 12,96 2,121
Julho de 2016 22,04 17,42 1,860
Agosto de 2016 28,65 22,50 1,607
Setembro de 2016 29,70 23,87 1.512
Outubro de 2016 27,55 23,75 2,049
Novembro de 2016 28,67 25,20 1,856
Dezembro de 2016 27,28 24,71 1,035
Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.
Nos Estados Unidos, as nossas ações preferenciais Classe B são negociadas na forma de ADS. A tabela a seguir estabelece os preços
de venda no fechamento, altos e baixos, relatados referentes aos nossos ADS representando ações preferenciais Classe B na NYSE, e
o volume médio de listagem diário aproximado referente aos períodos indicados:
146
US$ por ADS (ações preferenciais
classe B) Média Diária
Alta Baixa
Volume de
Negociação
(milhões de ações)
Junho de 2015 3,14 2,69 0,066
Julho de 2015 2,85 2,40 0,070
Agosto de 2015 2,56 1,94 0,078
Setembro de 2015 2,29 1,99 0,170
Outubro de 2015 2,66 2,18 0,148
Novembro de 2015 2,99 2,53 0,194
Dezembro de 2015 2,83 2,36 0,126
Janeiro de 2016 2,52 1,99 0,114
Fevereiro de 2016 2,66 2,34 0,106
Março de 2016 3,08 2,53 0,062
Abril de 2016 2,23 1,59 0,194
Maio de 2016 3,80 3,25 0,147
Junho de 2016 5,73 3,57 0,091
Julho de 2016 6,87 5,24 0,214
Agosto de 2016 8,85 6,86 0,044
Setembro de 2016 9,26 7,30 0,067
Outubro de 2016 8,67 7,22 0,107
Novembro de 2016 8,65 7,37 0,038
Dezembro de 2016 8,30 7,29 0,057
Fonte: Bolsa de Valores de Nova York.
Temos um número insignificante de ações preferenciais Classe A, sem nenhum efeito substancial no volume de listagem na
BM&FBOVESPA.
Como resultado disso, em 31 de dezembro de 2016, o nosso capital social era composto por um total de 1.352.634.100 ações, das quais
1.087.050.297 são ações ordinárias, 146.920 são ações preferenciais classe “A” e 265.436.883 são ações preferenciais classe “B”.
Não há nenhuma restrição quanto à propriedade das nossas ações preferenciais ou ações ordinárias por pessoas físicas ou jurídicas
domiciliadas fora do Brasil.
O direito de converter os pagamentos de dividendos e os recursos da venda de ações em moeda estrangeira, e de remeter esses valores para
fora do Brasil está sujeito a restrições de acordo com os regulamentos de investimento estrangeiro que geralmente exigem, entre outras
coisas, que os investimentos relevantes tenham sido registrados perante o Banco Central. O Banco Santander S.A., na qualidade de
custodiante das nossas ações ordinárias e ações preferenciais classe “B” representadas por ADS, registrou junto ao Banco Central, em nome
do Depositário, as ações ordinárias e ações preferenciais classe “B” que irá deter. Isso permite que os detentores de ADSs convertam
dividendos, distribuições ou os recursos de qualquer venda dessas ações ordinárias e ações preferenciais classe “B”, conforme o caso, em
dólares norte-americanos, e enviem esses dólares norte-americanos para o exterior. No entanto, os detentores de ADSs poderão ser
prejudicados por atrasos ou pela recusa na concessão de qualquer aprovação governamental necessária para as conversões de pagamentos em
moeda brasileira e remessas para o exterior das ações ordinárias e ações preferenciais classe “B” subjacentes aos nossos ADSs.
No Brasil, há uma série de mecanismos disponíveis para investidores estrangeiros interessados em negociar diretamente nas bolsas de
valores brasileiras ou no mercado de balcão organizado.
De acordo com as normas expedidas pela Resolução No 4.373 emitida pelo Conselho Monetário Nacional, os investidores
estrangeiros buscando negociar diretamente em uma bolsa de valores brasileira ou em um mercado de balcão organizado devem
atender as seguintes exigências:
os investimentos deverão ser registrados em um sistema de custódia, desembaraço ou depositário pela CVM ou pelo
Banco Central;
as negociações em bolsas são restritas às transações envolvendo títulos para aquisição ou venda negociada em bolsas de
valores ou nos mercados de balcão organizados autorizados pela CVM, ou a outros casos que possam ser estabelecidos
nos regulamentos aplicáveis da CVM de tempos em tempos;
eles devem estabelecer um representante no Brasil, o qual deve ser uma instituição financeira ou uma instituição
devidamente autorizada pelo Banco Central;
eles devem nomear pelo menos um custodiante devidamente autorizado pela CVM; e
147
eles devem ser registrados perante a CVM e registrar o fluxo de entrada de recursos perante o Banco Central.
Se essas exigências forem cumpridas, os investidores estrangeiros estarão qualificados para negociar diretamente nas bolsas de valores
brasileiras ou no mercado de balcão organizado. Essas normas estendem o tratamento fiscal favorável a todos os investidores
estrangeiros que estiverem investindo em conformidade com essas normas. Ver o “Item 10.E, Tributação”. Esses regulamentos
contêm determinadas restrições à transferência para o exterior da titularidade dos títulos, exceto em caso de reestruturações societárias
efetuadas no exterior por um investidor estrangeiro.
Um certificado de registro de capital estrangeiro foi expedido em nome do Depositário com relação aos ADSs e é mantido pelo Banco
Santander S.A., na qualidade de custodiante de nossas ações ordinárias e ações preferenciais classe “B” representadas pelos ADSs, em
nome do Depositário. De acordo com esse certificado de registro de capital estrangeiro, esperamos que o Depositário possa converter
dividendos e outras distribuições relacionados às ações ordinárias e ações preferenciais classe “B” representadas por ADSs em moeda
estrangeira e enviar os recursos para fora do Brasil.
Se um detentor de ADSs trocar esses ADSs por ações ordinárias ou ações preferenciais classe “B”, esse detentor estará autorizado a
continuar a confiar no certificado de registro de capital estrangeiro do Depositário por cinco dias úteis após a troca, após o que esse
detentor deverá buscar obter o seu próprio certificado de registro de capital estrangeiro junto ao Banco Central. Subsequentemente,
qualquer detentor de ações ordinárias ou ações preferenciais classe “B” pode não ser capaz de converter em moeda estrangeira e
enviar para fora do Brasil os recursos da alienação ou das distribuições relacionadas a essas ações ordinárias e ações preferenciais
classe “B”, a menos que esse detentor seja qualificado de acordo com a Resolução No 4.373 ou obtenha o seu próprio certificado de
registro de capital estrangeiro. Um detentor que obtiver um certificado de registro de capital estrangeiro estará sujeito a um tratamento
fiscal menos favorável no Brasil do que um detentor de ADS. Ver o “Item 10.E, Tributação - Considerações Fiscais Brasileiras
Substanciais.”
De acordo com a atual legislação brasileira, o governo federal pode impor restrições temporárias sobre as remessas de capital
estrangeiro para o exterior, na hipótese de um desequilíbrio sério ou uma previsão de desequilíbrio sério na balança de pagamentos do
Brasil. Para aproximadamente seis meses em 1989 e no início de 1990, o Governo Brasileiro congelou todas as repatriações de capital
e dividendos detidas pelo Banco Central que eram devidas a investidores estrangeiros, a fim de conservar as reservas de moeda
estrangeira do Brasil. Esses valores foram subsequentemente liberados de acordo com as diretrizes do governo federal brasileiro. Não
pode haver nenhuma garantia de que o governo brasileiro não imporá restrições similares aos repatriamentos estrangeiros no futuro.
B. Plano de Distribuição
Não aplicável.
C. Mercados
As nossas ações ordinárias são negociadas sob o símbolo “ELET3” e as nossas ações preferenciais classe “B” são negociadas sob o
símbolo “ELET6” na BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros (a Bolsa de São Paulo ou
BM&FBOVESPA). A Bolsa de Valores do Rio de Janeiro negocia apenas a dívida pública federal, estadual e municipal brasileira ou
realiza leilões de privatização. As ações e títulos de dívida são negociados exclusivamente na BM&FBOVESPA. Em 30 de setembro
de 2016 (a data mais recente em que tal informação estava disponível), tivemos aproximadamente 23.330 detentores de registro.
Os nossos ADRs estão listados na NYSE. Em 31 de dezembro de 2016, havia 2.263 acionistas beneficiários e 15 acionistas registrados
detentores de ADS representando ações ordinárias e 719 acionistas beneficiários e 8 acionistas registrados detentores de ADS
representando ações preferenciais.
Negociação, Liquidação e Compensação
Regulamento do Mercado Brasileiro de Títulos
Os mercados de valores mobiliários brasileiros são regulados pela Comissão de Valores Mobiliários brasileira (“CVM”), a qual
recebeu autoridade reguladora sobre as bolsas de valores e os mercados de valores mobiliários pela Lei Brasileira No 6.385,
promulgada em 7 de dezembro de 1976 (“Lei de Valores Mobiliários”) e pela Lei No 6.404, promulgada em 15 de dezembro de 1976
(“Lei das Sociedades Anônimas”), e ainda pelo Conselho Monetário Nacional (“CMN”) e pelo Banco Central, que possui, entre outros
poderes, autoridade de licenciamento sobre corretoras de valores e regulamenta os investimentos estrangeiros e operações de câmbio
estrangeiro.
Os mercados de valores mobiliários brasileiros são regidos pela Lei de Valores Mobiliários e pela Lei das Sociedades Anônimas, bem
como pelos regulamentos emitidos pela CVM, pelo Banco Central e pelo CMN. Essas leis e regulamentos estabelecem, entre outras
coisas, as exigências de divulgação aplicáveis aos emitentes de valores mobiliários negociados, restrições sobre informações
privilegiadas e manipulação de preços e proteção de acionistas minoritários. Em 3 de janeiro de 2002, a CVM expediu a Instrução Nº
358, a qual alterou as regras aplicáveis à divulgação de fatos relevantes e entrou em vigor em 18 de abril de 2002. A CVM ainda
expediu várias instruções a respeito das exigências de divulgação, a saber, as Instruções Nº 361 e Nº 400 para a regulamentação de
ofertas públicas, a Instrução Nº 380 para a regulamentação de oferta de internet e Instrução nº 381 para a regulamentação dos
auditores independentes. A Instrução Nº 480 para a regulamentação do registo de emitentes de valores mobiliários admitidos para
negociação em mercados regulamentados no Brasil, e a Instrução Nº 481 para a regulamentação das informações e pedidos públicos
de procuração para assembleias de acionistas. A Instrução No 480 ainda solicita que as Empresas de capital aberto divulguem um
formulário de referência (Formulário de Referência) que mantenha um registro atualizado permanentemente com as informações
relevantes do emitente. Acreditamos que estamos atualmente em conformidade com todos os padrões de governança corporativa
brasileira aplicáveis.
148
De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas brasileira, uma Empresa pode ser uma companhia aberta ou uma companhia
fechada. Todas as companhias abertas são registradas na CVM e estão sujeitas às exigências de fornecimento de informações
periódicas. Uma companhia registrada na CVM pode ter os seus valores mobiliários negociados no mercado brasileiro de bolsas de
valores, incluindo a BM&FBOVESPA, ou no mercado de balcão brasileiro. As ações de uma companhia aberta também podem ser
negociadas de forma privada, sujeitas a determinadas limitações. Para ser listada na BM&FBOVESPA, a companhia deve solicitar o
registro junto a BM&FBOVESPA e a CVM, e está sujeita às exigências regulamentares e exigências de divulgação.
Negociação na BM&FBOVESPA
Em 2000, as atividades de negociação de ações no Brasil foram reestruturadas por meio da assinatura de memorandos de
entendimento pelas bolsas de valores regionais brasileiras. De acordo com o memorando, todas as ações brasileiras são negociadas
publicamente, exclusivamente na Bolsa de São Paulo - BM&FBOVESPA (BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e
Futuros).
A BOVESPA era uma empresa sem fins lucrativos detida pelas suas corretoras membros. Em 2008, a BOVESPA foi convertida em
uma companhia aberta brasileira e renomeada para BM&FBOVESPA, como resultado de uma fusão entre a Bovespa e a Bolsa de
Mercadorias e Futuros. A BM&FBOVESPA é atualmente a instituição brasileira mais importante de intermediação de operações do
mercado de ações, sendo a única bolsa de valores, mercadorias e futuros do país. A negociação nessa bolsa é realizada por corretoras
membros.
A negociação de valores mobiliários na BM&FBOVESPA pode ser suspensa a pedido de uma empresa antes do anúncio
substancial. A negociação ainda pode ser suspensa por iniciativa da BM&FBOVESPA ou da CVM, com base em ou devido a, entre
outros motivos, indícios de que a empresa forneceu informações inadequadas a respeito de um evento significativo ou forneceu
respostas inadequadas às investigações realizadas pela CVM ou pela BM&FBOVESPA.
A negociação de valores mobiliários listados na BM&FBOVESPA, incluindo o Novo Mercado, Níveis 1 e 2 e outros dois segmentos
de acesso denominados Bovespa Mais e Bovespa Mais Nível 1 de Segmentos de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa,
pode ser realizada fora das bolsas, no mercado de balcão não organizado, em determinadas circunstâncias específicas.
Embora o mercado de valores mobiliários brasileiro seja o maior da América Latina em termos de capitalização, ele é menor e menos
líquido que os principais mercados de títulos norte-americanos e europeus. Além disso, a BM&FBOVESPA é significativamente
menos líquida que a NYSE ou outras grandes bolsas do mundo.
Embora todas as ações em circulação de uma companhia listada possam ser negociadas na BM&FBOVESPA, menos da metade das
ações listadas estão realmente disponíveis para negociação pelo público, o restante sendo detido por pequenos grupos de
controladores, por entidades governamentais ou por um acionista principal. A volatilidade e a falta de liquidez relativas dos mercados
de títulos brasileiros podem limitar substancialmente a sua capacidade de venda das ações preferenciais no momento e preço que você
desejar e, como resultado disso, podem afetar negativamente o preço de mercado desses títulos.
A fim de reduzir a volatilidade, a BM&FBOVESPA adotou um sistema “circuit breaker”, de acordo com o qual as sessões de
negociação podem ser suspensas por um período de 30 minutos, uma hora ou por um período mais longo, sempre que índices da
BM&FBOVESPA caírem abaixo dos limites especificados de 10%, 15% e 20%, respectivamente, com relação aos níveis de índices
para a sessão anterior de negociação.
Quando acionistas negociarem ações na BM&FBOVESPA, a negociação será liquidada em três dias úteis após a data da
negociação. A entrega e o pagamento das ações são realizados por meio da BM&FBOVESPA, que lida com a liquidação multilateral
de obrigações financeiras e operações envolvendo títulos mobiliários. De acordo com os regulamentos aplicáveis, a liquidação
financeira é realizada através de um sistema do Banco Central e as operações envolvendo compra e venda de ações são liquidadas
através da BM&FBOVESPA. Todas as entregas contra o pagamento final são irrevogáveis.
A negociação nas bolsas de valores brasileiras por não residentes no Brasil está sujeita a procedimentos de registro.
149
Práticas de Governança Corporativa
Em 2000, a BM&FBOVESPA criou três segmentos especiais de listagem, conhecidos como Níveis 1 e 2 de Práticas Diferenciadas de
Governança Corporativa e Novo Mercado, com o objetivo de fomentar um mercado secundário para títulos emitidos por empresas
brasileiras listadas na BM&FBOVESPA, ao instar essas empresas a seguir boas práticas de governança corporativa. Esses segmentos
de listagem foram projetados para a negociação de ações emitidas por empresas que voluntariamente se comprometessem a seguir
práticas de governança corporativa e requisitos de transparência em acréscimo àqueles já impostos pela lei brasileira. Essas normas em
geral aumentam os direitos dos acionistas e melhoram a qualidade das informações fornecidas aos acionistas. Recentemente, a
BM&FBOVESPA revisou os Níveis 1 e 2 das Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa e as normas do Novo Mercado em
duas ocasiões. As primeiras alterações nas normas do Novo Mercado entraram em vigor em 06 de fevereiro de 2006 e as primeiras
alterações nas Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa entraram em vigor em 10 de fevereiro de 2006. A segunda e mais
recente rodada de alterações nas normas do Novo Mercado e nas Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa entrou em vigor
em 10 de maio de 2011.
Recentemente, a BM&FBovespa colocou em discussão alterações nas normas do Novo Mercado e do Nível 2 e está em curso uma
audiência pública para receber contribuições dos investidores, dos escritórios de advocacia, dos bancos e dos demais participantes dos
mercados de capitais a fim de aperfeiçoar as normas.
A partir da data de entrada em vigor, a fim de se tornar uma empresa do Nível 1, além das obrigações impostas pela lei aplicável, um
emitente deve concordar em: (i) garantir que ações representando pelo menos 25% do seu capital total estejam efetivamente
disponíveis para negociação; (ii) adotar procedimentos de oferta que favoreçam que um grande número de interessados possam
adquirir as ações sempre que houver uma oferta pública; (iii) atender a padrões mínimos de divulgação trimestral de informações; (iv)
seguir políticas mais estritas de divulgação de informações a respeito das transações realizadas por seus acionistas controladores, pelos
membros do seu conselho de administração e por seus diretores no que diz respeito aos títulos emitidas pela emissora; (v) submeter
quaisquer acordos de acionistas e planos de opções de ações existentes à BM&FBOVESPA; (vi) disponibilizar aos seus acionistas um
cronograma dos eventos corporativos; (vii) elaborar e divulgar uma política de negociação de títulos aplicável à empresa, aos seus
acionistas controladores, aos membros do conselho e à diretoria, bem como aos membros de outros órgãos estatutários da empresa que
tenham funções técnicas e de consultoria; (viii) elaborar e divulgar um código de conduta que estabeleça os valores e princípios que
deverão servir de orientação para as atividades da empresa e para o relacionamento com a diretoria, os funcionários, os prestadores de
serviços e demais pessoas físicas e jurídicas afetadas pela empresa; e (ix) proibir que uma mesma pessoa ocupe os cargos de
Presidente do Conselho de Administração e Diretor-Presidente (ou CEO) da empresa.
Para se tornar uma empresa do Nível 2, além das obrigações impostas pela lei aplicável, um emitente deverá concordar, entre outras
coisas, em: (i) cumprir com todas as exigências de postagem das empresas do Nível 1; (ii) em garantir os direitos de tag-along para
todos os seus acionistas no que se refere a uma transferência do controle da empresa, oferecendo o mesmo preço por ação pago às
ações ordinárias do bloco controlador; (iii) conceder direitos de voto aos titulares de ações preferenciais no que se refere a
determinadas reestruturações societárias e transações com partes relacionadas, tais como: (a) qualquer alteração da empresa para outro
tipo de pessoa jurídica; (b) qualquer fusão, consolidação ou cisão da empresa; (c) aprovação de quaisquer transações entre a empresa e
seu acionista controlador, incluindo as partes relacionadas com o acionista controlador; (d) aprovação de qualquer avaliação de ativos
a serem entregues pela empresa em pagamento por ações emitidas em um aumento de capital; (e) nomeação de um perito para avaliar
o justo valor das ações da empresa em conexão com qualquer oferta de compra de ações para retirada do registro ou listagem no Nível
2; e (f) quaisquer alterações nesses direitos de voto que prevalecerão durante todo o tempo em que o acordo para adesão ao segmento
do Nível 2 da BM&FBOVESPA estiver em vigor; (iv) ter um conselho de administração composto por pelo menos cinco membros,
dos quais no mínimo 20% dos membros deverão ser independentes, com um mandato limitado a dois anos; (v) preparar
demonstrações financeiras anuais consolidadas em inglês, incluindo as demonstrações do fluxo de caixa, em conformidade com o
padrões contábeis internacionais, tais como os GAAP Norte-Americanos ou as IFRS (Normas Internacionais de Contabilidade); (vi)
efetuar uma oferta de compra de ações pelo acionista controlador da empresa (o preço mínimo a ser oferecido pelas ações será
determinado por um processo de avaliação), se ela decidir sair da listagem no segmento do Nível 2; (vii) aderir exclusivamente às
normas da Câmara de Arbitragem da BM&FBOVESPA para a solução de disputas entre a empresa e seus investidores; (viii) fazer
com que o Conselho de Administração elabore e divulgue um parecer prévio e justificado com relação a todas e quaisquer ofertas
públicas para a aquisição de ações emitidas pela empresa, que analise, entre outros aspectos, os impactos da oferta nos interesses da
empresa e dos acionistas, bem como na liquidez das ações emitidas pela empresa, e contendo uma recomendação final e justificada
para aceitação ou rejeição da oferta pelos acionistas; e (ix) não incluir no estatuto social da empresa disposições que (a) restrinjam o
número de votos de um acionista ou grupo de acionistas para percentuais abaixo de 5% (cinco por cento) das ações com direito a voto,
com exceção dos casos de desnacionalização ou dos limites impostos pelas leis e regulamentos aplicáveis à empresa; e, a não ser que
algo diverso esteja previsto pela lei ou regulamentos, (b) exijam um quórum qualificado para assuntos que serão submetidos à
assembleia geral de acionistas, ou (c) restrinjam o exercício de um voto favorável pelos acionistas ou que penalizem os acionistas que
votarem a favor da supressão ou alteração de disposições dos estatutos.
Para ser listado no segmento do Novo Mercado da BM&FBOVESPA, um emitente dever satisfazer todos os requisitos exigidos acima
para os Níveis 1 e 2, além de emitir apenas ações ordinárias (com direito a voto).
Em 26 de setembro de 2006, celebramos um acordo com a BM&FBOVESPA para listar nossas ações preferenciais no segmento do
Nível 1, com entrada em vigor na data imediatamente posterior à data da publicação do anúncio da listagem no Brasil, por força do
qual concordamos em cumprir e em continuar cumprindo todos os requisitos de uma listagem de Nível 1.
150
Em setembro de 2015, a BM&FBovespa criou um programa especial de governança corporativa chamado “Programa Destaque em
Governança de Estatais” focado em empresas estatais que possam fazer uma IPO, com o objetivo de estimular essas empresa a
melhorar suas práticas de governança corporativa.
O programa pretende aumentar a confiança no relacionamento entre os investidores e as empresas estatais após os episódios de
corrupção que ocorreram no Brasil. O programa apresenta algumas medidas concretas e diretas que colaboram para diminuir a
incerteza com relação à administração das empresas, bem como com relação à divulgação de informações, principalmente no que diz
respeito ao interesse público e a seus limites com relação ao elemento político a ele relacionado.
Fazer parte do Programa é uma decisão voluntária e as empresas podem escolher entre duas categorias diferentes, de acordo com seus
níveis pretendidos de governança e divulgação de informações.
Além disso, em 30 de junho de 2016, o governo brasileiro promulgou a Lei No 13.303, a qual estabelece as normas aplicáveis às
empresas estatais, às empresas controladas pelo governo e suas controladas, regulamentando o Art. 173 da Constituição Brasileira de
1988 (“Lei das Empresas Estatais”).
O tema principal da Lei de Empresas Estatais está associado às normas de governança que se tornaram aplicáveis às?a empresas
estatais e às empresas controladas pelo governo, as quais são agora forçados a adotar padrões mais elevados de divulgação de
informações técnicas e financeiras, e a seguir alguns critérios específicos para a nomeação dos seus diretores e executivos.
Entre os novos critérios estabelecidos por lei, há dois destaques: os nomeados são obrigados a ter uma formação acadêmica e
experiência profissional anterior em áreas relacionadas ao negócio da empresa estatal ou subsidiária pelo governo na qual esses
estariam trabalhando; e as empresas estatais estão proibidas de nomear membros de partidos políticos ou membros do poder
legislativo, bem como terceiros a esses relacionados.
Além disso, a lei fortalece toda a estrutura de governança e controles internos e externos das empresas estatais e empresas controladas
pelo governo, estabelecendo a obrigação de divulgação periódica pública de relatórios técnicos e financeiros, a manutenção de um
comitê estatutário independente de auditoria interna, e o envio obrigatório para auditoria externa por empresas de auditoria
independentes, bem como pelos órgãos de fiscalização da administração pública, como os Tribunais de Contas Federal, Estadual e
Municipal.
Também foi definida pela Lei das Empresas Estatais a função social das empresas controladas pelo governo ou estatais, que é a
promoção do interesse público relacionado aos seus negócios, que deve ser guiada por uma gestão econômica eficiente e por uma
gestão racional dos recursos, garantindo um crescimento econômico sustentável, com o objetivo de aumentar o acesso dos
consumidores aos produtos e serviços prestados por essa empresa, de desenvolver tecnologias nacionais, a fim de melhorar os
produtos e a prestação de serviços, e de promover práticas ambientalmente sustentáveis e socialmente responsáveis, sempre em uma
forma economicamente justificada.
Além disso, a Lei de Empresas Estatais estabelece regras sobre licitações públicas para a contratação e execução de contratos por
empresas públicas, com o objetivo de aumentar a transparência e a efetividade dos controles interno e externo relacionados com a
adequabilidade dos processos.
Embora a norma tenha entrado em vigor imediatamente após a sua publicação, as empresas controladas pelo governo ou estatais
possuem até 24 meses para se adaptar às novas exigências legais.
Investimento nas nossas Ações Preferenciais por Não Residentes do Brasil
Os investidores residentes fora do Brasil, incluindo os investidores institucionais, estão autorizados a adquirir instrumentos de capital
próprio, incluindo as nossas ações preferenciais, na bolsa de valores brasileira, desde que cumpram as exigências de registro previstas
na Resolução No 4.373 do CMN e na Instrução da CVM No 560, a partir de 27 de março de 2015. Com algumas poucas exceções, nos
termos da resolução No 4.373, os investidores estão autorizados a realizar qualquer tipo de transação nos mercados de capitais
financeiros brasileiros envolvendo um título listado em bolsa, mercado de futuros ou mercado de balcão organizado. Os investimentos
e remessas para fora do Brasil de ganhos, dividendos, lucros ou outros pagamentos de acordo com as nossas ações preferenciais são
feitos através do mercado de câmbio.
A fim de se tornar um investidor da Resolução Nº 4.373, um investidor residente fora do Brasil deve:
nomear pelo menos um representante no Brasil que será responsável pelo cumprimento das exigências e procedimentos de
registro e relatório perante o Banco Central e a CVM. Esse representante deverá ser uma instituição financeira ou uma
instituição devidamente autorizada pelo Banco Central que será conjunta e individualmente responsável pelas obrigações
do representante;
por intermédio do seu representante, se registrar como um investidor estrangeiro perante a CVM, e registrar o
investimento perante o Banco Central;
151
nomear pelo menos um custodiante devidamente autorizado pela CVM;
nomear um representante no Brasil para fins de tributação;
obter um número de identificação de contribuinte das autoridades fiscais federais brasileiras - Receita Federal (Receita
Federal Brasileira); e
os títulos e outros ativos financeiros mantidos por investidores estrangeiros em conformidade com a Resolução No 4.373
devem ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob a custódia de uma entidade devidamente autorizada pelo
Banco Central ou pela CVM. Além disso, a negociação de títulos pelos investidores estrangeiros é geralmente restrita às
transações envolvendo títulos para a aquisição ou venda em bolsas de valores ou nos mercados de balcão organizados
licenciados pela CVM, ou aos outros casos que possam estar previstos nos regulamentos aplicáveis da CVM de tempos
em tempos.
Diferenças Significativas entre as nossas Práticas de Governança Corporativa e os Padrões de Governança Corporativa da NYSE
Estamos sujeitos aos padrões de listagem de governança corporativa da NYSE. Como emissores privados estrangeiros, as normas
aplicáveis a nós são consideravelmente diferentes dos padrões aplicados às empresas listadas norte-americanas. Segundo as regras da
NYSE, devemos cumprir as seguintes normas de governança corporativa: (i) devemos satisfazer as exigências da Norma 10A-3 da Lei
de Valores Mobiliários, inclusive ter um conselho fiscal (Conselho Fiscal) ou conselho de auditoria, de acordo com uma isenção
aplicável disponível aos emitentes privados estrangeiros, que cumpre determinadas exigências, como discutido abaixo; (ii) devemos
fornecer à NYSE declarações anuais e provisórias por escrito, conforme exigidas pelas normas de governança corporativa da NYSE;
(iii) devemos fornecer uma certificação imediata pelo nosso diretor presidente a respeito de qualquer descumprimento relevante com
quaisquer normas de governança corporativa; e (iv) devemos fornecer uma breve descrição das diferenças significativas entre as
nossas práticas de governança corporativa e as práticas de governança corporativa da NYSE que devem ser seguidas pelas empresas
listadas norte-americanas. A discussão das diferenças significativas entre as nossas práticas de governança corporativa e aquelas
exigidas das empresas listadas norte-americanas segue abaixo.
Maioria dos Conselheiros Independentes
As regras da NYSE exigem que uma maioria do conselho deve consistir de conselheiros independentes. A independência é definida
por diversos critérios, incluindo a ausência de uma relação relevante entre o conselheiro e a companhia listada. Embora a legislação
brasileira não tenha uma exigência semelhante, o Novo Mercado e as normas do Nível 2 exigem que as companhias listadas tenham
um conselho de administração composto de, no mínimo, cinco membros, dos quais um mínimo de 20% dos conselheiros deve ser
independente de acordo com o diferente critérios definidos nos regulamentos (tais como a ausência de uma relação relevante entre o
conselheiro e a empresa listada ou o acionista controlador). O segmento do Nível 1 da BM&FBOVESPA em que estamos listados
apenas exige que o conselho seja composto por um mínimo de três membros, e não exige qualquer participação pelos conselheiros
independentes e, portanto, ao amparo da legislação brasileira e das regras do Nível 1, nem o nosso Conselho de Administração nem a
nossa administração são obrigados a testar a independência dos conselheiros antes da sua eleição para o conselho. No entanto, tanto a
Lei das Sociedades Anônimas quanto a CVM estabeleceram regras que exigem que os conselheiros cumpram determinadas exigências
de qualificação e que direcionem a remuneração e os deveres e responsabilidades dos, bem como as restrições aplicáveis aos, diretores
e conselheiros de uma empresa. Enquanto os nossos conselheiros cumprem as exigências de qualificação da Lei das Sociedades
Anônimas e da CVM, bem como do segmento do Nível 1 da BM&FBOVESPA, não acreditamos que a maioria dos nossos
conselheiros seria considerada independente de acordo com o teste da NYSE de independência dos conselheiros. A Lei das
Sociedades Anônimas e os nossos estatutos exigem que os conselheiros sejam eleitos pelos nossos acionistas na assembleia geral de
acionistas.
Além disso, em 30 de junho de 2016, o governo brasileiro promulgou a Lei de Empresas Estatais que, entre outras definições,
estabelece as exigências mínimas para a nomeação de gerentes, tais como: I - (a) ter experiência profissional mínima de 10 anos com o
segmento público ou privado, com relação à empresa estatal pretendida, ou em outros segmentos relacionados com relação a um cargo
administrativo superior àquele para o qual ele foi nomeado; ou (b) ter experiência profissional mínima de quatro anos em um dos
seguintes cargos: cargo de gerente superior em empresas similares, considerando o tamanho ou o negócio da empresa estatal
pretendida; (b.1) ter ocupado cargos ou funções confiáveis equivalentes ou superiores a DAS-4 no segmento público; (b.2) ter sido
professor ou pesquisador de temas relacionados ao negócio da empresa estatal pretendida; (b3) ter uma experiência profissional
independente mínima de quatro anos em atividades direta ou indiretamente relacionadas ao negócio da empresa estatal pretendida; (c)
ter um título acadêmico em áreas que consideram o negócio da empresa estatal pretendida; II - não se enquadrar na hipótese de não
admissão; e III - não ser declarado inelegível com relação à Lei Complementar nº 64 de 1990.
Embora a Lei de Empresas Estatais tenha entrado em vigor imediatamente após a sua publicação, as empresas estatais têm até 24
(vinte e quatro) meses para se adaptar às novas exigências legais. Independentemente disso, a última eleição de nossos membros do
Conselho de Administração e dos nossos Diretores Executivos cumpriu plenamente essas regras.
152
Sessões Executivas
As regras da NYSE exigem que os conselheiros não administrativos devem se reunir em sessões executivas programadas regularmente
sem a presença da administração. A Lei das Sociedades Anônimas não possui uma disposição semelhante. De acordo com a Lei das
Sociedades Anônimas, até um terço dos membros do Conselho de Administração pode ser eleito para a Diretoria Executiva. Os
demais conselheiros não administrativos não têm poderes expressos para atuar como supervisores da administração, e não há nenhuma
exigência de que esses conselheiros se reúnam regularmente sem a administração. Como resultado disso, os conselheiros não-
administrativos do nosso conselho não se reúnem em sessão executiva.
Comitê de Nomeação/Governança Corporativa
As normas da NYSE exigem que as empresas listadas tenham um comitê de nomeação/governança corporativa composto inteiramente
por conselheiros independentes e regido por um estatuto por escrito tratando da finalidade exigida do comitê e detalhando as suas
responsabilidades exigidas, as quais incluem, entre outras, a identificação e a seleção dos nomeados a membros do conselho
qualificados e o desenvolvimento de uma série de princípios de governança corporativa aplicáveis à empresa. A legislação brasileira
não possui uma exigência similar.
A Lei de Empresas Estatais estabelece que as empresas estatais devem ter um Comitê Interno para monitorar e avaliar os processos de
nomeação e o cumprimento das exigências mínimas para os novos membros administrativos.
Embora a Lei de Empresas Estatais tenha entrado em vigor imediatamente após a sua publicação, as empresas estatais têm até 24
(vinte e quatro) meses para se adaptar às novas exigências legais. Em 25 de janeiro de 2017, criamos uma comissão interna temporária
de nomeação para verificar o cumprimento dos membros indicados para a nossa administração.
Comitê de Remuneração
As normas da NYSE exigem que as empresas listadas tenham um comitê de remuneração composto inteiramente por conselheiros
independentes, e regido por um estatuto por escrito tratando da finalidade pretendida do comitê, e detalhando as suas
responsabilidades exigidas, as quais incluem, entre outras coisas, a revisão das metas corporativas relevantes para a remuneração do
diretor presidente, a avaliação do desempenho do diretor presidente, a aprovação dos níveis de remuneração do diretor presidente e a
recomendação ao conselho da remuneração não referente ao diretor presidente, a remuneração de incentivo e os planos baseados em
ações. Não somos obrigados, ao amparo das leis aplicáveis brasileiras, a ter um comitê de remuneração. Ao amparo da Lei das
Sociedades Anônimas, o valor total disponível para remuneração dos nossos conselheiros e diretores executivos e para os pagamentos
de divisão de lucros aos nossos diretores executivos é estabelecido pelos nossos acionistas na assembleia geral ordinária. O Conselho
de Administração é então responsável pela determinação da remuneração individual e pela divisão de lucros de cada diretor executivo,
bem como pela remuneração dos membros do nosso conselho e do comitê. Ao realizar essas determinações, o conselho revisa o
desempenho dos diretores executivos, incluindo o desempenho do nosso diretor presidente, o que tipicamente o isenta de discussões a
respeito do seu desempenho e remuneração.
Conselho Fiscal
As normas da NYSE exigem que as empresas listadas possuam um conselho fiscal que: (i) seja composto por um mínimo de três
conselheiros independentes que sejam financeiramente letrados; (ii) cumpra as normas da SEC com relação aos conselhos fiscais de
empresas listadas; (iii) tenha pelo menos um membro que tenha perícia contábil, financeira ou administrativa; e (iv) seja regido por
um estatuto por escrito tratando da finalidade exigida do comitê e detalhando as suas responsabilidades exigidas. Entretanto, na
qualidade de emitentes privados estrangeiros, precisamos somente cumprir a exigência de que o conselho fiscal cumpra as normas da
SEC relacionadas a conselhos fiscais para empresas listadas. A Lei das Sociedades Anônimas exige que as Empresas Estatais possuam
um Conselho Fiscal permanente composto de três a cinco membros que sejam eleitos na assembleia geral de acionistas.
Além disso, a nova Lei de Empresas Estatais estabelece que as empresas estatais devem ter um Conselho Fiscal Interno, o qual terá as
funções listadas no estatuto da empresa estatal, tais como: (i) decidir a respeito da contratação e demissão de auditores independentes;
(ii) supervisionar as atividades dos auditores independentes, avaliando a sua independência, a qualidade do serviço prestado, e se esses
serviços se adequam à necessidade da empresa; (iii) supervisionar as atividades desenvolvidas nos Controles Internos e no
departamento de Auditoria Interna, e a atividade de produção das demonstrações financeiras da empresa estatal; (iv) monitorar a
qualidade e a integridade dos mecanismos de controle internos e a respeito das demonstrações financeiras e liberações que foram
divulgadas pela empresa estatal; (v) avaliar e monitorar as exposições de risco da empresa relacionadas: (a) ao pagamento da
administração; (b) à utilização de ativos; e (c) às despesas; (vi) à avaliação e ao monitoramento do Departamento de Auditoria Interna,
e ao cumprimento das transações de terceiros em conformidade com a administração; (vii) à liberação de um relatório anual
relacionado às informações a respeito de atividades, resultados, conclusões e recomendações do Conselho Fiscal, registrando opiniões
conflitantes a respeito das demonstrações financeiras da administração, do Departamento de Auditoria Interna e do Conselho Fiscal
Interno; e (viii) à avaliação do caráter razoável dos padrões a respeito de cálculos atuariais, bem como aos resultados atuariais dos
planos de aposentadoria que tiverem sido mantidos pelo fundo de previdência quando os patrocinadores das empresas estatais
fecharam as empresas de previdência. Embora a Lei de Empresas Estatais tenha entrado em vigor imediatamente após a sua
publicação, as empresas estatais têm até 24 (vinte e quatro) meses para se adaptar às novas exigências legais.
153
Aprovação pelo Acionista dos Planos de Bonificações de Ações
As normas da NYSE exigem que os acionistas tenham a oportunidade de votar a respeito de todos os planos de bonificação de ações e
revisões relevantes a respeito desse, com exceções limitadas. Ao amparo da Lei das Sociedades Anônimas, os acionistas devem
aprovar todos os planos de opções de ações. Além disso, qualquer emissão de novas ações está sujeita à aprovação do acionista.
As normas da NYSE exigem que as empresas listadas adotem e divulguem as diretrizes de governança corporativa. Embora a lei
aplicável não tenha uma exigência similar, adotamos diretrizes de governança corporativa que estão previstas no Código das Práticas
de Governança Corporativa da Eletrobras. Além disso, ainda adotamos e observamos uma política de divulgação, a qual exige a
divulgação pública de todas as informações relevantes de acordo com as diretrizes previstas pela CVM, bem como uma política de
utilização de informações privilegiadas, a qual, entre outras coisas, estabelece períodos de embargo e exige que as partes privilegiadas
informem a administração a respeito de todas as operações envolvendo os nossos títulos.
Código de Conduta Comercial e Ética
As normas da NYSE exigem que as empresas listadas adotem e divulguem um código de conduta comercial e ética para os
conselheiros, diretores e funcionários, e divulguem imediatamente quaisquer renúncias do código para conselheiros ou diretores
executivos. A BM&F Bovespa possui uma exigência similar para as empresas que estão listadas de acordo com o Nível 1, Nível 2 ou
nos segmentos de governança corporativa do Novo Mercado, e, em 2010, introduzimos o “Código de Ética Único das Empresas
Eletrobras” que estabelece os princípios éticos a serem observados por todos os membros do conselho de administração, diretores
executivos, funcionários, equipe terceirizada, prestadores de serviço, trainees e jovens aprendizes.
Atualizamos recentemente o nosso Código de Ética e adotamos diversos compromissos de conduta e políticas internas (tais como
diretrizes para conformidade com nossa Política Anticorrupção) que têm por objetivo orientar o comportamento das partes relevantes,
tais como administração, empregados e empreiteiras e reforçar nossos princípios e normas de comportamento ético e conduta
profissional.
A Lei de Empresas Estatais estabelece que todas as empresas estatais devem ter o seu próprio Código de Conduta, o qual fornecerá as
diretrizes e padrões de conduta para todas as atividades desenvolvidas pela empresa estatal. As empresas devem criar uma divisão para
receber queixas e renúncias relacionadas à não conformidade com o Código.
Embora a Lei de Empresas Estatais tenha entrado em vigor imediatamente após a sua publicação, as empresas estatais têm até 24
(vinte e quatro) meses para se adaptar às novas exigências legais.
Função de Auditoria Interna
As normas da NYSE exigem que as empresas listadas mantenham uma função de auditoria interna para fornecer à administração e ao
conselho fiscal avaliações permanentes dos processos de administração de risco e do sistema de controle interno da empresa. A
legislação brasileira não possui uma exigência similar.
D. Acionistas Vendedores
Não aplicável.
E. Diluição
Não aplicável.
F. Despesas de Emissão
Não aplicável.
ITEM 10. INFORMAÇÕES ADICIONAIS
A. Capital Social
Não aplicável.
154
B. Contrato e Estatuto Social
Objeto Social
Os nossos estatutos estabelecem que os nossos objetos sociais são:
(1) construir e operar usinas de energia e linhas de transmissão para gerar e distribuir de energia elétrica, e celebração de transações
comerciais, tais como a comercialização de energia elétrica;
(2) cooperar com o governo para estabelecer a política de energia pública nacional;
(3) oferecer suporte financeiro às nossas controladas;
(4) promover e apoiar a pesquisa de interesses do setor energético, ligada à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica,
assim como estudos relativos à utilização de reservatórios para diversas finalidades;
(5) contribuir para o treinamento do pessoal técnico necessário pelo setor de energia elétrica brasileiro por meio de cursos
especializados; podemos também oferecer assistência às entidades educacionais no Brasil ou no exterior; e
(6) cooperar técnica e administrativamente com as nossas controladas e o governo.
O nosso Conselho de Administração não tem o poder de votar a respeito da remuneração dos seus membros. Somente os nossos
acionistas podem aprovar essas questões. Não existe nenhum limite de idade prescrito para a saída de membros do nosso Conselho de
Administração.
Descrição do nosso Capital Social
Geral
Somos uma Empresa de economia mista, autorizada e constituída de acordo com a Lei brasileira No 3.890-A, de 25 de abril de
1961. Estamos registrados perante as autoridades tributárias brasileiras com o CNPJ número 00.001.180/0001-26.
O nosso capital social está dividido em três tipos de ações: ações ordinárias, ações preferenciais classe “A” (que foram emitidas antes
de 23 de junho de 1969) e ações preferenciais classe “B” (que foram emitidas desde 23 de junho de 1969).
Em setembro de 2006, firmamos um acordo com a BM&FBOVESPA para listar as nossas ações no segmento Nível 1 da governança
corporativa da BM&FBOVESPA, cuja vigência teve início em 29 de setembro de 2006. A negociação das nossas ações no Nível 1
começou em 29 de setembro de 2006.
Histórico do Nosso Capital Social
O nosso capital social era de R$ 31.305 milhões em 31 de dezembro de 2016.
Ações em Tesouraria
Não possuímos ações em tesouraria e não temos um programa para recompra das nossas ações.
Direitos Anexados às Nossas Ações
Ações ordinárias
Cada uma das nossas ações dá o direito de um voto ao seu titular em todas as questões submetidas à votação dos acionistas em uma
assembleia geral ordinária ou extraordinária dos acionistas. Além disso, no caso de nossa liquidação, os titulares das nossas ações têm
o direito de compartilhar de todos os nossos ativos remanescentes, após o pagamento de todos os nossos passivos, proporcionalmente,
em conformidade com as suas respectivas participações no valor total das ações ordinárias emitidas e em circulação. Os titulares das
nossas ações ordinárias podem participar de todos os aumentos de capital futuros por nós realizados.
Ações Preferenciais
As nossas ações preferenciais possuem atributos diferentes com relação às nossas ações ordinárias, uma vez que os titulares das nossas
ações preferenciais não têm o direito de votar em assembleias de acionistas ordinárias ou extraordinárias, mas têm direito preferencial
ao reembolso de capital, à distribuição de dividendos e prioridade em caso de insolvência. As nossas ações preferenciais não podem
ser convertidas em ações ordinárias.
As ações preferenciais classe “A”, e as ações bonificadas relacionadas a essas ações têm direito a um dividendo de 8% ao ano,
prioritariamente para a distribuição de outros dividendos, a serem divididos igualmente entre elas. As ações preferenciais classe “B”, e
as ações bonificadas relacionadas a essas ações têm direito a um dividendo de 6% ao ano, prioritariamente para a distribuição de
outros dividendos, a serem divididos igualmente entre elas. Um dividendo não pago não é pagável em anos futuros para as ações
preferenciais classe “A” e as ações preferenciais classe “B”. As ações preferenciais classe “A” e as ações preferenciais classe “B” possuem classificação equivalente em uma liquidação.
155
Além disso, as ações preferenciais têm o direito de receber um dividendo no mínimo dez por cento acima do dividendo pago por cada
ação ordinária.
Transferência das Nossas Ações
As nossas ações não estão sujeitas a quaisquer restrições sobre transferência de ações. Sempre que uma transferência de titularidade de
ações ocorrer, a empresa financeira na qual essas ações estão depositadas pode coletar do acionista que as estiver transferindo, o custo
de quaisquer serviços relacionados à sua transferência brasileira, sujeito às taxas máximas estabelecidas pela CVM.
Direitos de Preferência
Nenhum direito de preferência se aplica à emissão ou transferência das nossas ações.
Resgate
Não podemos resgatar as nossas ações.
Registro
As nossas ações são mantidas na forma escritural com o J.P. Morgan Chase Bank N.A., que atuará como agente de custódia das nossas
ações. As transferências das nossas ações serão realizadas por meio escritural pelo J.P. Morgan Chase Bank N.A. em seu sistema
contábil, debitando a conta das ações do vendedor e creditando a conta de ações do comprador, mediante um pedido por escrito de
quem estiver transferindo ou uma autorização ou ordem judicial para afetar essas transferências.
Notificação de Interesse em Nossas Ações
Qualquer acionista que adquirir 5% ou mais do nosso capital social de qualquer classe está obrigado a comunicar a Empresa
imediatamente na conclusão da transação. Essa obrigação ainda se aplica aos titulares de ADRs, debêntures conversíveis e opções de
ações. Após o recebimento dessa notificação, a Empresa informará essa transação por meio de uma notificação que será carregada no
site da CVM e atualizará devidamente as suas informações corporativas no seu Formulário de Referência, dentro de sete dias úteis da
ocorrência da transação.
Assembleias Gerais de Acionistas
A lei brasileira de Empresas não permite que os acionistas aprovem questões por meio de consentimento escrito obtido como resposta
a um procedimento de solicitação de consentimento. Todas as questões sujeitas à aprovação pelos acionistas devem ser aprovadas em
uma assembleia geral devidamente convocada. Existem dois tipos de assembleias de acionistas: ordinárias e extraordinárias. As
assembleias ordinárias ocorrem uma vez por ano, dentro dos 120 dias de nosso exercício fiscal, e as assembleias extraordinárias
podem ser convocadas sempre que for necessário.
As assembleias de acionistas são convocadas pelo nosso conselho de administração. O edital dessas assembleias é enviado aos
acionistas e, além disso, os editais são publicados em um jornal de circulação geral em nossa sede e em nosso website, no mínimo 15
dias antes da assembleia.
As assembleias de acionistas ocorrem em nossa sede em Brasília. Os acionistas podem ser representados em uma assembleia de
acionistas por procuradores que sejam: (i) acionistas da empresa; (ii) um advogado brasileiro, (iii) um membro de nossa
administração, ou (iv) uma instituição financeira.
Em assembleias devidamente convocadas, os nossos acionistas podem tomar qualquer medida com relação aos nossos negócios. As
medidas a seguir podem ser tomadas pelos nossos acionistas em assembleias gerais:
aprovação das nossas contas anuais;
eleição e destituição dos membros de nosso conselho de administração e do nosso conselho fiscal;
alteração de nossos estatutos;
aprovação de nossa fusão, consolidação ou cisão;
aprovação da nossa dissolução ou liquidação, bem como a eleição e dispensa de liquidantes e a aprovação das suas contas;
concessão de bonificação de ações e aprovação de cisões ou grupamento de ações;
aprovação de programas de opções de ações para nossa administração e funcionários; e
156
aprovação do pagamento de dividendos.
Conselho de Administração, Diretoria Executiva e Conselho Fiscal
O Conselho de Administração é composto por dez membros, dos quais sete são nomeados pelo acionista controlador; um pelos
acionistas minoritários, um pelos acionistas minoritários detentores de ações preferenciais; e um pelos funcionários, todos eles
nomeados por um período de um ano com a possibilidade de reeleição. No entanto, em 2016, a eleição dos sete membros do Conselho
de Administração que o acionista majoritário tem direito de nomear adotou o processo de voto múltiplo, em decorrência de solicitação
de um acionista minoritário que representa mais de 0,5% de nosso capital social. Assim, o acionista majoritário nomeou seis membros
do Conselho de Administração dentre os sete membros a que tinha direito, enquanto o sétimo foi designado pelos acionistas
minoritários. Em 2016, dos nove membros do Conselho de Administração, dois são membros independentes de acordo com os
critérios da BM&FBOVESPA e IBGC (Instituto Brasileiro de Governança Corporativa); oito dos nove membros não são executivos,
ou seja, não participam da gestão diária da empresa, e um dos nove membros é um executivo, nosso CEO.
O Conselho Fiscal é responsável por supervisionar as ações dos gestores e opinar sobre nossa saúde financeira. Suas atribuições são
estabelecidas em nosso Estatuto e regras processuais incluídas no Regulamento Interno. O Conselho Fiscal é um órgão de
administração permanente e cumpre com os requisitos determinados pela SEC para atuar como Comitê de Auditoria desde 2006,
tendo entre seus membros um especialista financeiro com atribuições adicionais, conforme exigido pela SEC:
Expressar opinião sobre a retenção de auditores independentes;
Expressar opinião sobre a contratação de consultores especializados, quando necessário, para cumprir suas obrigações;
Gerenciar seu próprio orçamento; e
Receber, analisar e tratar adequadamente reclamações e queixas de terceiros ou funcionários, mesmo que anonimamente, em
relação a procedimentos contábeis internos e controles.
O Conselho Fiscal é composto por cinco membros e os respectivos suplentes, dos quais três são nomeados pelo acionista controlador;
um pelos acionistas minoritários e outro pelos acionistas minoritários detentores de ações preferenciais.
A Diretoria Executiva é responsável pela gestão de nossos negócios de acordo com as diretrizes estratégicas estabelecidas pelo
Conselho de Administração. A Diretoria Executiva é composta por sete membros, incluindo o Diretor Presidente, eleitos pelo
Conselho de Administração. Suas responsabilidades são determinadas pelo nosso Regulamento Interno e Estatuto, bem como pelas
leis aplicáveis. O mandato dos Diretores é de até três anos, com possibilidade de reeleição, e não há plano de sucessão em vigor.
Em 22 de julho de 2016, o Conselho de Administração elegeu os nossos sete Diretores, incluindo o nosso atual Diretor Executivo, Sr.
Wilson Pinto Ferreira Junior.
Qualificações
Todos os membros do Conselho de Administração, da Diretoria Executiva e do Conselho Fiscal devem ser brasileiros. Os nossos estatutos
estipulam que determinadas pessoas não podem ser nomeadas para a administração da empresa, inclusive aquelas que: forem desqualificadas
pela CVM, forem declaradas falidos ou forem condenadas por certos crimes, tais como suborno e crimes contra a economia.
Além disso, em 30 de junho de 2016, o governo brasileiro promulgou a Lei de Empresas Estatais que, entre outras definições,
estabelece as exigências mínimas para a nomeação de gerentes, tais como: I - (a) ter experiência profissional mínima de 10 anos com o
segmento público ou privado, com relação à empresa estatal pretendida, ou em outros segmentos relacionados com relação a um cargo
administrativo superior àquele para o qual ele foi nomeado; ou (b) ter experiência profissional mínima de quatro anos em um dos
seguintes cargos: cargo de gerente superior em empresas similares, considerando o tamanho ou o negócio da empresa estatal
pretendida; (b.1) ter ocupado cargos ou funções confiáveis equivalentes ou superiores a DAS-4 no segmento público; (b.2) ter sido
professor ou pesquisador de temas relacionados ao negócio da empresa estatal pretendida; (b3) ter uma experiência profissional
independente mínima de quatro anos em atividades direta ou indiretamente relacionadas ao negócio da empresa estatal pretendida; (c)
ter um título acadêmico em áreas que consideram o negócio da empresa estatal pretendida; II - não se enquadrar na hipótese de não
admissão; e III - não ser declarado inelegível com relação à Lei Complementar nº 64 de 1990.
As atas da assembleia de acionistas ou reunião de conselheiros que nomeiam um membro do Conselho de Administração ou da
Diretoria Executiva, respectivamente, devem detalhar as qualificações dessa pessoa e especificar o período do seu mandato.
Nomeação
Os membros do nosso Conselho de Administração são eleitos em assembleia geral para um mandato renovável de um ano.
157
Na qualidade de acionista majoritário, o Governo Brasileiro tem o direito de nomear sete membros do nosso Conselho de
Administração, dos quais seis são nomeados pelo MME e um pelo Ministério do Planejamento, Orçamento e Administração. Os
outros acionistas ordinários com direito de eleger um membro, e os titulares de ações preferenciais sem direito de voto que
representarem no mínimo dez por cento de todo nosso capital, têm o direito de eleger um membro, e um membro será eleito
representante dos funcionários, por meio de uma eleição organizada pela empresa e pelas empresas do sindicato. Um dos membros do
Conselho de Administração é nomeado Presidente da empresa.
De acordo com o Artigo 140 da Lei 6.404, de 15 de dezembro de 1976 (a “Lei das Sociedades Anônimas”), os membros do Conselho
de Administração serão eleitos por meio de Assembleias de Acionistas e poderão ser destituídos a qualquer momento.
De acordo com o Artigo 141, parágrafo 4, da Lei das Sociedades Anônimas, os acionistas minoritários poderão nomear um membro
do Conselho de Administração, da seguinte forma:
(i) titulares de ações ordinárias representando, pelo menos, 15% do total de ações ordinárias com direito de voto poderão nomear um
membro para o Conselho de Administração e o seu respectivo adjunto;
(ii) titulares de ações preferenciais representando, pelo menos, 10% do capital social total de uma empresa poderão nomear um
membro para o Conselho de Administração e o seu respectivo adjunto; e
(iii) se as porcentagens estabelecidas nos itens (i) e (ii) não forem cumpridas pelos titulares de ações ordinárias e ações preferenciais,
os titulares de ações ordinárias e os titulares de ações preferenciais representando, conjuntamente, mais de 10% do capital total de uma
empresa poderão nomear conjuntamente um membro para o Conselho de Administração e o seu respectivo adjunto.
Esses direitos somente poderão ser exercidos pelos acionistas que comprovarem a sua propriedade de ações contínua durante os
últimos três meses antes da assembleia de acionistas da Eletrobras.
Esses direitos estão refletidos nos estatutos da Eletrobras (conforme declarado acima) e, dessa forma, não são aplicáveis em adição a
essas disposições.
Além disso, o Artigo 141 da Lei das Sociedades Anônimas e os regulamentos da CVM determinam que os acionistas detendo mais de
5% do capital votante poderão solicitar direitos de voto múltiplo, a fim de aumentar as suas chances de eleição de pelo menos um
membro para o Conselho de Administração. De acordo com o processo de voto múltiplo, cada ação com direito de voto está autorizada
a um número de votos equivalente ao número de cargos no conselho sendo preenchidos na assembleia de acionistas relevante, cujos
votos poderão ser dados para um único ou mais candidatos. Como resultado do voto múltiplo, os acionistas majoritários poderão ser
impedidos de controlar todos os cargos do conselho, enquanto os acionistas minoritários poderão estar autorizados a nomear pelo
menos um membro do referido órgão. As ações que estiverem participando do processo de voto múltiplo não serão contabilizadas para
fins de nomeação dos membros do conselho nas circunstâncias descritas nos parágrafos (i) ao (iii) acima (e vice-versa).
A fim de garantir que a maioria dos membros do conselho seja eleita pelo acionista majoritário, a Lei das Sociedades Anônimas
estabelece que, sempre que a eleição dos membros do conselho utilizar o voto múltiplo e os titulares de ações ordinárias ou ações
preferenciais elegerem membros do conselho em eleições separadas, o acionista majoritário sempre terá o direito de eleger esses
membros do conselho em um número equivalente ao número eleito pelos outros acionistas, mais um membro, mesmo se isso fizer
com que o conselho tenha mais membros que o número estabelecido nos estatutos da empresa (Artigo 141, parágrafo 7, da Lei das
Sociedades Anônimas).
A Lei das Sociedades Anônimas ainda estabelece que, sempre que o voto múltiplo for adotado e a assembleia geral de acionistas
destituir qualquer membro do cargo, todos os membros serão automaticamente destituídos do cargo e uma nova eleição será realizada.
Em outros casos de vacância, se nenhum membro substituto tiver sido eleito juntamente com os membros efetivos, a próxima
assembleia de acionistas elegerá todos os membros do conselho.
Os membros da nossa Diretoria Executiva são nomeados pelo nosso Conselho de Administração por um mandato de três anos.
O Governo Brasileiro tem o direito de nomear três membros do nosso Conselho Fiscal e, tanto os acionistas minoritários quanto os
titulares das nossas ações preferenciais têm o direito de nomear um membro cada um.
Reuniões
De acordo com os nossos Estatutos, o nosso Conselho de Administração deverá se reunir pelo menos uma vez por ano sem a presença
do CEO, e duas vezes por ano com a presença dos nossos auditores independentes. Historicamente, o nosso Conselho de
Administração se reúne uma vez por mês e quando convocado por uma maioria dos conselheiros ou pelo Presidente do
Conselho. Entre outras obrigações, o nosso Conselho de Administração é responsável por: (i) estabelecer nossas diretrizes de
negócios; (ii) determinar a organização societária de nossas controladas ou qualquer participação de capital em outras pessoas
158
jurídicas; (iii) determinar Nossa política de empréstimos e financiamentos; e (iv) aprovar qualquer garantia a favor de qualquer uma de
nossas controladas em qualquer contrato financeiro. Os conselheiros não podem participar de discussões ou votar com relação a
questões nas quais eles estejam de alguma forma interessados.
A nossa Diretoria Executiva se reúne ordinariamente toda semana ou quando convocada por uma maioria dos seus diretores ou pelo
Presidente. Nosso Conselho de Diretores Executivos determina nossa política comercial geral, sendo responsável por todas as questões
relacionadas ao nosso gerenciamento e operações rotineiras, sendo o órgão controlador mais alto com relação à execução de nossas
diretrizes. Os membros da nossa Diretoria Executiva não podem participar de discussões ou votar com relação a questões nas quais
eles estejam de alguma forma interessados.
O Conselho Fiscal se reúne uma vez por mês.
Obrigações de Divulgação
A nossas obrigações de divulgação de informações são determinadas pelo Manual de Divulgação e Uso de Informações Relevantes e
Política de Negociação de Valores Mobiliários de Emissão da Eletrobras, cuja cópia está disponível em nosso website. As informações
encontradas nesse website não são incorporadas por referência a este relatório anual.
C. Contratos Materiais
As nossas operações em Itaipu são feitas em conformidade com um tratado celebrado em 26 de abril de 1973, entre o Governo
Brasileiro e o Governo do Paraguai. Uma tradução desse tratado está inclusa como anexo deste relatório anual. Os termos materiais
desse tratado estão descritos no “Item 5. Revisão Operacional e Financeira e Perspectivas.”
D. Controles Cambiais
O direito de converter dividendos ou pagamentos de juros e recursos da venda de ações em moeda estrangeira e remeter esses valores
para fora do Brasil está sujeito a restrições impostas pela legislação de investimentos estrangeiros que exige geralmente, entre outras
coisas, que os investimentos tenham sido registrados no Banco Central e na CVM. Essas restrições sobre a remessa de capital
estrangeiro para o exterior podem obstruir ou impedir que o custodiante das nossas ações preferenciais representadas por nossos ADSs
ou os titulares das nossas ações preferenciais convertam dividendos, distribuições ou os produtos de qualquer venda das ações
preferenciais para dólares americanos e a remessa de dólares americanos para o exterior. Os titulares dos nossos ADSs podem ser
prejudicados por atrasos ou recusas na concessão de qualquer aprovação governamental necessária para converter os pagamentos em
moeda brasileira nas ações preferenciais que derivam nossos ADSs e remeter os produtos para o exterior.
A Resolução Nº 4.373 do Conselho Monetário Nacional determina a emissão de recibos de depósito em mercados estrangeiros
referentes às ações e outros títulos dos emitentes de ações listadas em bolsas brasileiras. O programa ADS foi aprovado de acordo com
o Anexo V da Resolução No 1.289, conhecido como Regulamentos do Anexo V pelo Banco Central e pela CVM, antes da emissão do
ADS. Dessa forma, os recursos da venda dos ADSs por titulares de ADR fora do Brasil estão isentos de controles brasileiros sobre
investimento estrangeiro e os titulares dos ADSs têm direito a tratamento tributário favorável. Ver o “Item 10.E, Tributação -
Considerações Fiscais Brasileiras Substanciais.”
A Resolução No 4.373 do CMN, os investidores estrangeiros registrados perante a CVM podem comprar e vender títulos brasileiros,
incluindo as nossas ações preferenciais, nas bolsas de valores brasileiras, sem obter certificados de registro separados para cada
transação. O registro está disponível para investidores estrangeiros qualificados, que inclui principalmente instituições financeiras
estrangeiras, companhias de seguro, fundos de previdência e investimento, instituições beneficentes estrangeiras e outras instituições
que atendam a certas exigências mínimas de capital e outras. A Resolução No 4.373 também concede tratamento tributável favorável
aos investidores registrados. Ver o “Item 10.E, Tributação - Considerações Fiscais Brasileiras Substanciais.”
Em conformidade com a Resolução Nº 4.373, os investidores estrangeiros devem: (i) nomear, pelo menos, um representante no Brasil
com a habilidade de tomar medidas relacionadas ao investimento estrangeiro, o qual deverá ser uma instituição financeira ou uma
instituição devidamente autorizada pelo Banco Central; (ii) nomear, pelo menos, um custodiante devidamente autorizado pela CVM;
(iii) obter um registro como investidor estrangeiro perante a CVM; e (iv) registrar o investimento estrangeiro no Banco Central.
Os títulos e outros ativos financeiros mantidos por um investidor estrangeiro em conformidade com a Resolução No 4.373 deverão ser
registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob a custódia de uma entidade devidamente autorizada pelo Banco Central ou pela
CVM, ou deverão ser registrados em sistemas de registro, liberação e custódia autorizados pelo Banco Central ou pela CVM. Além
disso, a comercialização de títulos é restrita às transações conduzidas em bolsas de valores ou mercados de balcão licenciados pela
CVM, ou a outros casos que possam estar previstos nos regulamentos aplicáveis da CVM de tempos em tempos.
159
Capital Registrado
Os valores investidos em nossas ações por um titular não brasileiro que estiver qualificado de acordo a Resolução No 4.373 e obtiver o
registro perante a CVM, ou por um depositário representando um titular de ADS, são elegíveis para registro junto ao Banco
Central. Esse registro (o valor a ser registrado é doravante denominado capital registrado) permite a emissão para fora do Brasil de
moeda estrangeira, convertida à taxa comercial do mercado, adquirida com os proventos das distribuições sobre, e os valores
realizados por meio da alienação das nossas ações. O capital registrado por ação adquirida na forma de um ADS, ou adquirida no
Brasil e depositada junto ao depositário em troca de um ADS, será igual a seu preço de aquisição (estabelecido em dólares
americanos). O capital registrado por ação resgatado no cancelamento de um ADS será o equivalente em dólares americanos a:
(i) o preço médio de uma ação na bolsa de valores do Brasil sobre o qual a maioria das ações foi negociada no dia da retirada ou;
(ii) se nenhuma ação foi negociada naquele dia, o preço médio na bolsa de valores brasileira sobre o qual a maioria das ações
negociadas nas quinze sessões de comercialização imediatamente anteriores a tal retirada. O dólar americano equivalente será
determinado com base nas taxas comerciais do mercado cotizados pelo Banco Central nessas datas.
Um titular não brasileiro de ações pode enfrentar atrasos na realização do registro no Banco Central, o que pode atrasar as remessas
para o exterior. Essa demora pode afetar adversamente o valor em dólares americanos recebido pelo titular não brasileiro.
Um certificado de registro foi emitido em nome do depositário com relação aos ADSs e é mantido pelo administrador em nome do
depositário. Em conformidade com o certificado de registro, o custodiante e o depositário podem converter dividendos e outras
distribuições referentes às ações representadas pelos nossos ADSs em moeda estrangeira e remeter os resultados para fora do
Brasil. Na hipótese de um titular de ADSs trocar esses ADSs por ações, esse titular poderá continuar se baseando no certificado de
registro do depositário por cinco dias úteis após a troca, após o que o titular deve procurar obter seu próprio certificado de registro no
Banco Central. Posteriormente, qualquer titular de ações poderá não conseguir converter em moeda estrangeira e remeter para fora do
Brasil os resultados de qualquer alienação de, ou distribuição com respeito a, essas ações, a não ser que o titular seja um investidor
devidamente qualificado de acordo com a Resolução No 4.373 ou obtenha o seu próprio certificado de registro. Um titular que obtiver
um certificado de registro estará sujeito a tratamento tributário brasileiro menos favorável do que um titular de ADSs. Ver o “Item
10.E, Tributação - Considerações Fiscais Brasileiras Substanciais.”
Se o titular não estiver qualificado de acordo com a Resolução No 4.373 ao se registrar na CVM e no Banco Central e nomear um
representante no Brasil, estará sujeito a tratamento tributável brasileiro menos favorável do que um titular de
ADSs. Independentemente da qualificação pela Resolução No 4.373, os residentes em paraísos fiscais estão sujeitos a tratamento
tributável menos favorável do que outros investidores estrangeiros. Ver o “Item 10.E, Tributação - Considerações Fiscais Brasileiras
Substanciais.”
De acordo com a atual legislação brasileira, o governo federal pode impor restrições temporárias sobre as remessas de capital
estrangeiro para o exterior, na hipótese de um desequilíbrio sério ou uma previsão de desequilíbrio sério na balança de pagamentos do
Brasil. Para aproximadamente seis meses em 1989 e no início de 1990, o Governo Brasileiro congelou todas as repatriações de capital
e dividendos detidas pelo Banco Central que eram devidas a investidores estrangeiros, a fim de conservar as reservas de moeda
estrangeira do Brasil. Esses valores foram subsequentemente liberados de acordo com as diretrizes do governo federal brasileiro. Não
pode haver nenhuma garantia de que o governo brasileiro não imporá restrições similares aos repatriamentos estrangeiros no
futuro. Ver “Item 3.D, Fatores de Risco - Riscos Referentes ao Brasil.”
E. Tributação
A discussão a seguir trata das consequências substanciais do imposto de renda federal brasileiro e dos Estados Unidos pela aquisição,
manutenção e alienação das nossas ações ou dos ADS.
Esta discussão não é uma discussão abrangente de todas as condições tributárias que possam ser relevantes para uma decisão sobre
comprar nossas ações ou ADSs e não se aplica a todas as categorias de investidores, alguns dos quais podem estar sujeitos a normas
especiais, e não trata especificamente de todas as considerações sobre imposto de renda federal brasileiro e dos Estados Unidos
aplicáveis a um determinado titular. Esta é baseada nas leis tributárias do Brasil e dos Estados Unidos em vigor na data deste relatório,
as quais estão sujeitas a alteração, possivelmente com efeito retroativo, e a diferentes interpretações. Qualquer mudança nessa lei pode
ter um impacto sobre as consequências descritas abaixo. Cada provável comprador deve consultar seu próprio conselheiro fiscal sobre
certas consequências do imposto de renda federal brasileiro e dos Estados Unidos de um investimento em nossas ações ou ADSs. Esta
discussão é também baseada nas declarações do depositário a respeito da assunção de que cada obrigação contida no acordo de
depósito entre nós, J.P. Morgan Chase Bank, N.A., como depositários, e os titulares registrados e beneficiários dos nossos ADSs, e
quaisquer documentos correlatos, será realizada de acordo com seus termos.
Apesar de não existir atualmente nenhum tratado sobre imposto de renda entre o Brasil e os Estados Unidos, as autoridades tributárias
dos dois países mantiveram discussões que podem culminar nesse tratado. Não podemos assegurar, entretanto, se e quando um tratado
entrará em vigor ou como afetará os titulares de nossas ações ou ADSs.
160
Considerações Tributárias Brasileiras Substanciais
A discussão a seguir trata de um resumo das considerações tributárias brasileiras substanciais relacionadas à aquisição, posse e alienação das
nossas ações ou ADSs por um titular que não seja domiciliado no Brasil para fins de tributação brasileira e que tenha registrado o seu
investimento nesses títulos perante o Banco Central (em cada caso, um Titular Não Residente). As consequências fiscais descritas a seguir
não levam em conta os efeitos de quaisquer tratados de imposto ou reciprocidade de tratamento fiscal firmados pelo Brasil e outros países. A
discussão também não aborda todas as consequências fiscais nos termos da legislação fiscal de qualquer estado ou município do Brasil.
Introdução
Em conformidade com a legislação brasileira, os investidores estrangeiros podem investir em ações nos termos da Resolução do
Banco Central nº 4.373.
A Resolução nº 4.373 permite que os investidores estrangeiros invistam nos mercados brasileiros financeiros e de capital, contanto que
algumas exigências contidas nessa sejam cumpridas. De acordo com a Resolução nº 4.373, a definição de investidor estrangeiro inclui
pessoas físicas, pessoas jurídicas, fundos mútuos e outras entidades de investimento coletivo, domiciliadas ou sediadas no exterior.
Em conformidade com a Resolução nº 4.373, os investidores estrangeiros devem: (i) nomear, pelo menos, um representante no Brasil
com a habilidade de tomar medidas relacionadas ao investimento estrangeiro, o qual deverá ser uma instituição financeira ou uma
instituição devidamente autorizada pelo Banco Central; (ii) registrar o investimento estrangeiro no Banco Central; (iii) nomear, pelo
menos, um custodiante devidamente autorizado pela CVM; (iv) nomear um representante no Brasil para fins de Tributação; e (v) obter
um número de identificação de contribuinte das Autoridades Fiscais Federais Brasileiras (o qual será solicitado pela CVM). Para mais
detalhes a respeito das exigências a serem cumpridas para a qualificação como investidor estrangeiro de acordo com a Resolução nº
4.373, ver o “Item 9.C, Mercados - Investimento nas nossas Ações Preferenciais por Não Residentes do Brasil.”
Os títulos e outros ativos financeiros mantidos por investidores estrangeiros em conformidade com a Resolução No 4.373 devem ser
registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob a custódia de uma entidade devidamente autorizada pelo Banco Central ou pela
CVM. Além disso, a negociação de títulos está restrita às transações realizadas em bolsas de valores ou organizadas em mercados de balcão
autorizados pela CVM, exceto nos casos que possam ser estabelecidos nos regulamentos aplicáveis da CVM de tempos em tempos.
Imposto de renda
Para os fins da tributação brasileira, existem dois tipos de Titulares Não Residentes das nossas ações ou ADSs: (i) Titulares Não
Residentes que não sejam residentes ou domiciliados em uma jurisdição de “Paraíso Fiscal” (ou seja, um país ou local que não tenha
imposto de renda ou onde a alíquota máxima de imposto de renda é inferior a 17% - esta taxa foi reduzida de 20% para 17% a partir
de 1º de dezembro de 2014 - ou quando a legislação interna impõe restrições à divulgação da composição acionária ou à titularidade
do investimento) e que, no caso dos titulares das nossas ações, sejam registradas no Banco Central e na CVM para investir no Brasil,
de acordo com a Resolução nº 4.373 (“Titular Registrado”); e (ii) outros Titulares Não Residentes, que incluam qualquer um e todos
os não residentes no Brasil investindo em títulos de participação acionária de empresas brasileiras através de quaisquer outros meios e
todos os tipos de investidor que estiverem localizados em jurisdição de paraíso fiscal. Os investidores mencionados no item (i) acima,
os quais são registrados perante o Banco Central e a CVM, sendo capazes de investir no Brasil em conformidade com a Resolução nº
4.373, estão sujeitos a um regime fiscal favorável no Brasil, conforme descrito abaixo. Contudo, não pode haver nenhuma garantia de
que o tratamento preferencial para os titulares de ADSs e para os Titulares Não Residentes de ações preferenciais ou ordinárias de
acordo com a Resolução nº 4.373 continuarão ou não serão modificados futuramente.
Dividendos. Historicamente, os dividendos pagos por uma empresa brasileira, assim como nós, incluindo os dividendos pagos a um
Titular Não Residente, não estavam sujeitos à retenção de imposto de renda no Brasil, na medida em que esses valores estavam
relacionados aos lucros gerados até 1º de janeiro de 1996. Os dividendos relacionados aos lucros gerados antes de 1º de janeiro de
1996 podem estar sujeitos à retenção de impostos no Brasil, a taxas variantes, dependendo do ano em que os lucros foram gerados.
Em 13 de maio de 2014, a Lei nº 12.973 foi promulgada em vista do alinhamento da base tributável dos impostos federais com a base
contábil avaliada de acordo com os IFRS (conforme adotados no Brasil desde 2008). Ao amparo dessa lei, a qual entra em vigor em
2015, os dividendos distribuídos com base nos lucros contábeis gerados em 2014 e excedendo os lucros tributáveis (averiguados em
conformidade com os Princípios Contábeis Geralmente Aceitos no Brasil, válidos até 31 de dezembro de 2007, ou “GAAP Brasileiros
de 2007”) estarão sujeitos à retenção de impostos, às taxas de 15% (regra geral) ou 25% (caso o beneficiário esteja localizado em uma
jurisdição de “Paraíso Fiscal”), a menos que o contribuinte deseje ser submetido aos efeitos prévios da Lei nº 12.973 de 2014 - neste
cenário, ambos os lucros contábeis e tributários seriam os mesmos, e nenhuma tributação ocorreria. Uma vez que as novas normas de
tributação são obrigatórias para os exercícios fiscais tendo início em 1º de janeiro de 2015, os dividendos relacionados aos lucros
gerados em ou após 1º de janeiro de 2015 não estão sujeitos à retenção de impostos.
Ganhos de Capital. Como regra geral, os ganhos de capital realizados como resultado de uma operação de alienação é a diferença
positiva entre o valor recebido na alienação dos ativos e o respectivo custo de aquisição. De acordo com a legislação brasileira, o
imposto de renda sobre tais ganhos pode variar dependendo do domicílio do Titular Não Residente, do tipo de registro de investimento
pelo Titular Não Residente perante o Banco Central, e de como a alienação é conduzida, conforme descrito abaixo.
161
(a) Venda de ADSs
Os ganhos obtidos fora do Brasil por um titular não brasileiro sobre a alienação de ADSs para outro titular não brasileiro não estão
sujeitos a imposto brasileiro. De acordo com a Lei nº 10.833, promulgada em 29 de dezembro de 2003, ou Lei nº 10.833, a alienação
de ativos localizados no Brasil por um titular não brasileiro, quer para outros titulares não brasileiros como para titulares brasileiros,
pode se tornar sujeita à tributação no Brasil. Esta regra é aplicável independentemente da alienação ser realizada no Brasil ou no
exterior. Embora acreditemos que os ADSs não se enquadram na definição de ativos localizados no Brasil para fins da Lei nº 10.833,
porque eles representam os títulos emitidos e renegociados em um mercado de câmbio offshore, considerando o alcance geral e
obscuro dessas disposições, bem como a falta de uma decisão do tribunal judicial com relação a estes, não podemos prever se tal
entendimento acabará por prevalecer nos tribunais do Brasil.
Se esse argumento não prevalecer, é importante mencionar que, com relação ao custo de aquisição a ser adotado para o cálculo desses
ganhos, a lei brasileira possui disposições conflitantes a respeito da moeda na qual esse valor deverá ser determinado. É possível
sustentar que os ganhos de capital devem estar baseados na diferença positiva entre o custo de aquisição das ações registradas perante
o Banco Central do Brasil em moeda estrangeira e o valor da alienação dessas ações na mesma moeda estrangeira. Entretanto,
considerando o escopo confuso dos regulamentos aplicáveis, as tributações foram emitidas adotando o custo de aquisição em moeda
brasileira.
(b) Conversão de ações em ADSs
O depósito das nossas ações em troca de ADSs pode estar sujeito a um imposto brasileiro sobre ganhos de capital à taxa de até 25%,
se o custo de aquisição das ações, no caso de outros investidores do mercado de acordo com a Resolução nº 4.373, ou o valor de outra
forma previamente registrado junto ao Banco Central como investimento estrangeiro nas Ordinárias preferenciais ou Ações for
inferior:
(i) ao preço médio por ação preferencial ou ordinária em uma bolsa de valores brasileira na qual o maior número dessas
ações tenha sido vendido no dia do depósito; ou
(ii) se nenhuma ação preferencial ou ordinária tiver sido vendida nesse dia, ao preço médio na bolsa de valores brasileira na
qual o maior número de ações preferenciais ou ordinárias tenha sido vendido nos 15 pregões imediatamente anteriores a
esse depósito.
Nesse caso, a diferença entre o valor anteriormente registrado, ou o custo de aquisição, conforme o caso, e o preço médio das ações
calculado conforme estabelecido acima, será considerada um ganho de capital. Embora não exista uma orientação regulamentar clara,
essa tributação não deve se aplicar ao caso dos titulares registrados.
(c) Conversão de ADS em ações
Embora não haja nenhuma orientação regulamentar clara, a troca de ADSs por ações não devem estar sujeita à tributação
brasileira. Os Titulares Não Residentes podem trocar ADSs por ações subjacentes, vender as ações em bolsa de valores brasileira e
remeter para o exterior os recursos da venda, dentro de cinco dias úteis a partir da data da troca (em confiança ao registro eletrônico do
depositário), sem consequências fiscais.
Após o recebimento das ações subjacentes em troca dos ADSs, os Titulares Não Residentes também podem optar por registrarem no
Banco Central o valor em dólares norte-americanos dessas ações como uma carteira de investimento estrangeiro, nos termos da
Resolução nº 4.373, o que lhes autorizará ao tratamento fiscal referido acima.
Alternativamente, o Titular Não Residente também tem direito a registrar, perante o Banco Central, o valor em dólares norte-
americanos dessas ações como um investimento estrangeiro direto, nos termos da Lei nº 4.131/62, caso em que a respectiva venda
estaria sujeita ao tratamento fiscal aplicável às operações realizadas por um Titular Não Residente que não seja um Titular Registrado.
(d) Ações Ordinárias e Preferenciais Negociadas no Brasil
Os ganhos de capital realizados pelo Titular Não Residente na alienação das ações vendidas na bolsa de valores brasileira (que inclui
as transações realizadas no mercado de balcão organizado):
estão sujeitos à retenção de imposto de renda na fonte, à taxa de zero por cento, quando realizados por um Titular Não
Residente que (a) tenha registrado o seu investimento no Brasil junto ao Banco Central. (a titular registrado nos termos da
regulamentação da Resolução nº 4.373); e (b) não seja residente em um Paraíso Fiscal; e
162
em todos os outros casos, incluindo os ganhos realizados por um Titular Não Residente que não seja um Titular
Registrado, ou por um Titular Registrado que seja residente ou domiciliado em Paraíso Fiscal, sujeito às taxas
progressivas que variam de 15% a 22,5% para ganhos de capital obtidos a partir de 1 de janeiro de 2017. Neste caso, um
imposto de renda retido na fonte de 0,005% sobre o preço de venda será aplicável e retido pela instituição intermediária
(ou seja, um corretor) que recebe a ordem diretamente do Titular Não Residente, que pode ser mais tarde compensada
contra qualquer imposto de renda devido sobre o ganho de capital e que será recolhido pelo representante tributário do
Titular Não Residente no Brasil.
Quaisquer outros ganhos de capital realizados na alienação de ativos, incluindo transações que não são realizadas na bolsa de valores
brasileira, estão sujeitos aos seguintes tratamentos tributários: (1) quando realizado por qualquer Titular Não Residente que não seja
residente ou domiciliado em Paraíso Fiscal, imposto de renda com alíquotas progressivas que variam de 15,0% a 22,5% (a partir de
1º de janeiro de 2017) ou uma alíquota fixa de 15%, conforme o caso; e (2) imposto de renda à alíquota de 25,0%, quando realizado
por um Titular Não Residente domiciliado ou residente em um Paraíso Fiscal.
Nos casos acima, se os ganhos estejam relacionados às transações conduzidas no mercado de balcão brasileiro não organizado com
intermediação, o imposto de renda na fonte de 0,005% também será aplicável e retido pela instituição intermediária (isto é, por um
corretor) que recebe a ordem diretamente do Titular Não Residente, que pode ser posteriormente deduzido de qualquer imposto de
renda devido sobre o ganho de capital e que serão recolhidos pelo representante fiscal do Titular Não Residente no Brasil. O Titular
Não Residente não precisará apresentar uma declaração fiscal brasileira perante as autoridades fiscais brasileiras.
A partir de janeiro de 2017, a Lei nº 13.259/2016 aumentou as alíquotas de imposto de renda aplicáveis aos ganhos realizados por
pessoas físicas brasileiras na alienação de ações não realizadas em bolsa brasileira de uma alíquota de 15,0% para alíquotas
progressivas que variam de 15% a 22,5%. Este aumento da taxa de imposto de renda afeta as taxas aplicáveis aos Titulares Não
Residentes. Embora as taxas de imposto acima descritas se destinem a refletir esse novo regime tributário e os efeitos tributários
relacionados a Titulares Não Residentes, considerando o âmbito pouco claro da Lei nº 13.259/2016, cada potencial comprador é
instado a consultar seu próprio contador tributário com respeito aos possíveis impactos da Lei nº 13.259/2016.
Qualquer exercício de direitos de preferência relativos às ações preferenciais ou ordinárias ou aos ADSs não estará sujeito a um
imposto de renda retido na fonte. Qualquer ganho sobre a venda ou cessão de direitos de preferência relativos às ações pelo
depositário em nome dos detentores de ADS estará sujeito a imposto de renda no Brasil, de acordo com as mesmas normas aplicáveis
à venda ou alienação de ações.
Pagamentos de Juros sobre o Capital Próprio. De acordo com a Lei nº 9.249 de 26 de dezembro de 1995, conforme alterada, as
empresas brasileiras podem efetuar pagamentos aos acionistas caracterizados como distribuições de juros sobre o capital próprio e
tratar esses pagamentos como despesa dedutível para fins de cálculo do imposto de renda da pessoa jurídica brasileira e, a partir de
1997, como contribuição social sobre o lucro líquido, na medida em que certos limites sejam respeitados. Esses juros estão limitados à
variação diária pro rata da TJLP, conforme determinado pelo Banco Central de tempos em tempos, e o valor da dedução não poderá
exceder o maior dentre:
50% do lucro líquido (após a contribuição social sobre o lucro líquido e antes da provisão para imposto de renda
corporativo e dos valores atribuíveis aos acionistas como juros sobre o capital próprio) para o período com relação ao qual
o pagamento for efetuado; ou
50% da soma dos lucros acumulados e reservas de lucro a partir da data do início do período com relação ao qual o
pagamento for efetuado.
Os pagamentos de juros sobre o capital próprio com relação às ações preferenciais ou ordinárias pagas aos acionistas que forem
residentes brasileiros ou Residentes Não-Residentes, incluindo os detentores de ADS, estão sujeitos à retenção de imposto de renda no
Brasil à taxa de 15%, ou 25% no caso de acionistas domiciliados em paraísos fiscais, e serão dedutíveis por nós, desde que o
pagamento de uma distribuição de juros seja aprovado pelos nossos acionistas.
Essas distribuições podem ser incluídas, pelo seu valor líquido, como parte de qualquer dividendo obrigatório. Para que o pagamento
de juros sobre o capital próprio seja incluído, a empresa é obrigada a distribuir aos acionistas um valor adicional para garantir que o
valor líquido recebido por eles, após o pagamento do imposto de renda brasileiro retido na fonte aplicável, acrescido do valor dos
dividendos declarados, seja pelo menos igual ao dividendo obrigatório. Se pagarmos juros sobre o capital próprio em qualquer ano, e o
pagamento não for registrado como parte da distribuição obrigatória, nenhum valor adicional seria necessário que fosse pago por nós,
no que diz respeito ao valor do dividendo obrigatório. O pagamento de juros sobre o capital do proprietário pode ser determinado pelo
nosso conselho de administração. Não podemos garantir que o nosso conselho de administração não determinará que futuras
distribuições de lucros possam ser feitas por meio de juros sobre o capital do proprietário, ao invés de por meio de dividendos. Os
pagamentos de juros sobre o capital próprio para Titulares Não Residentes podem ser convertidos em dólares norte-americanos e
remetidos para fora do Brasil, sujeitos aos controles cambiais aplicáveis, na medida em que o investimento for registrado junto ao
Banco Central.
Discussão sobre Jurisdições Fiscais Baixas ou Inexistentes
Em 24 de junho de 2008, a Lei nº 11.727 foi promulgada, a qual estabelece o conceito de um “regime fiscal privilegiado”. De acordo com
essa esta nova lei, um “regime fiscal privilegiado” será considerado aplicável a uma jurisdição que atenda qualquer uma das seguintes
exigências: (i) que não tribute os rendimentos ou que tribute imposto à taxa máxima inferior a 20%; (ii) que conceda benefícios fiscais a uma
pessoa física ou jurídica não residente (a) sem exigir atividade econômica substancial na jurisdição da entidade não residente, ou
individual, ou (b) na medida em essa pessoa física ou jurídica não residente não conduzir a atividade econômica substancial na
jurisdição da entidade como não-residente ou indivíduo; (iii) que não tribute imposto gerado no exterior, ou cobre impostos sobre a
renda gerada no exterior, a uma taxa máxima inferior a 20%; ou (iv) que restrinja a divulgação de ativos e a propriedade de direitos,
ou restrinja a divulgação sobre a execução de transações econômicas.
163
Além disso, em 7 de junho de 2010, as Autoridades Fiscais Brasileiras promulgaram a Portaria nº 1.037, listando (i) os países e
jurisdições considerados Paraíso Fiscal, e (ii) os regimes fiscais privilegiados. De acordo com a Seção 24-B da Lei nº 9.430,
modificada pela Lei nº 11.727/08, o Poder Executivo tem poder para reduzir ou restabelecer a taxa de 20% como o elemento para
definir uma Jurisdição De Paraíso Fiscal ou um Regime Tributário de Privilegiados. Recentemente, em 28 de novembro de 2014, a
Portaria nº 488/2014 foi publicada e estabeleceu que a taxa de 20% seja reduzida para 17% com relação aos países, locais e jurisdição
alinhados com os padrões internacionais de transparência fiscal, de acordo com a definição a ser fornecida pela Secretaria da Receita
Federal do Brasil. Espera-se que outras orientações sejam fornecidas pela Secretaria da Receita Federal do Brasil e também que a lista
de paraíso fiscal e regimes fiscais privilegiados seja atualizada.
Embora a interpretação da legislação tributária brasileira em vigor poderia levar à conclusão de que o conceito acima mencionado de
“regime fiscal privilegiado” deve aplicar-se apenas para fins de preços de transferência brasileira e de regras de subcapitalização, não
está claro se esse conceito também se aplicaria a investimentos realizados nos mercados financeiros e de capitais brasileiros para os
efeitos desta lei. Não há orientação judicial quanto à aplicação da Lei 11.727 de 24 de junho de 2008 e, portanto, somos incapazes de
prever se a Receita Federal ou os tribunais brasileiros podem decidir que o conceito de “regime fiscal privilegiado” deverá ser
aplicável a considerar um Titular não Residente como um residente em Paraíso Fiscal quando da realização de investimentos nos
mercados financeiros e de capitais brasileiros. Se o conceito do “regime fiscal privilegiado” for interpretado aplicável às operações
realizadas nos mercados financeiros e de capitais brasileiros, essa lei tributária resultaria, consequentemente, na imposição de
tributação a um Titular Não Residente que cumprir as exigências do regime fiscal privilegiado, do mesmo modo e na mesma medida
aplicável a um residente em um Paraíso Fiscal.
Além disso, a Lei No 12.249 de 11 de junho de 2010 aplicou o conceito de regime fiscal privilegiado aos outros rendimentos
remetidos para o exterior. Embora o conceito de regime fiscal privilegiado não deva afetar o tratamento fiscal de um Titular Não
Residente descrito acima, não é certo se a legislação subsequente ou interpretações pelas autoridades fiscais brasileiras com relação à
definição de “regime fiscal privilegiado” estenderá esse conceito para o tratamento fiscal de um Titular Não Residente descrito acima.
Imposto sobre Câmbio Estrangeiro e Operações Financeiras
Transações em Moeda Estrangeira (IOF/Câmbio)
A legislação brasileira impõe um Imposto sobre Operações de Câmbio, ou “IOF/Câmbio”, desencadeada pela conversão de reais em
moeda estrangeira e sobre a conversão de moeda estrangeira em reais.
Nos termos do Decreto No 6.306/07, conforme alterado, o IOF/Câmbio pode ser cobrado sobre as operações de câmbio, afetando a
entrada e/ou a saída de investimentos. As taxas do IOF são fixadas pelo Poder Executivo brasileiro, e a maior taxa aplicável é de
25%. Atualmente, para a maioria das operações de câmbio, a taxa de IOF/Câmbio é de 0,38%.
A taxa de IOF/Câmbio incide sobre as operações de câmbio realizadas por um investidor estrangeiro, tendo por finalidade investir nos
mercados financeiro e de capitais pode variar de tempos em tempos, conforme definido pelo governo, e as taxas podem ser diferentes
em função do tipo de investimento, bem como no tempo em que esse investimento é mantido no Brasil.
A entrada de recursos estrangeiros para a compra de ações de acordo com a Resolução No 4.373 está sujeita a taxa de IOF/Câmbio de
0% e aos mesmos direitos niveladores taxa de 0% sobre a remessa de dividendos e pagamento de juros sobre o capital
próprio. Embora não seja claramente regulamentada, a conversão de reais para dólares para pagamento de dividendos aos detentores
de ADS também deverá beneficiar da taxa de IOF/Câmbio de 0%. A entrada de recursos derivados do cancelamento dos ADSs para
fins de investimento em ações também está sujeita a uma taxa de 0% do IOF/Câmbio.
Imposto sobre Operações envolvendo Títulos e Valores Mobiliários (IOF/Títulos de Dívida)
A legislação brasileira impõe um Imposto sobre Operações Envolvendo Títulos de Dívida e Valores Mobiliários, conhecido como
“Imposto IOF/Títulos de Dívida”. Atualmente, a taxa do Imposto IOF/Títulos de Dívida aplicável às operações envolvendo ações
ordinárias ou preferenciais é zero, embora o governo brasileiro possa aumentar essa taxa a qualquer momento, até 1,5% ao dia, porém
apenas com relação às operações futuras.
164
A conversão de ações em ADRs ou ações em ADS não era tributável antes de 17 de novembro de 2009. Após a promulgação do
Decreto No 7.011 de 18 de novembro de 2009, essas operações passaram a ser tributadas pelo Imposto IOF/Títulos de Dívida, à taxa
de 1,5% sobre o valor da transação (obtido pela multiplicação do número de ações/unidades convertidas pelo seu preço de fechamento
do dia anterior à conversão, ou, no caso nenhuma negociação tenha sido feita naquele dia, pelo último preço de fechamento
disponível). No entanto, em vista de uma mudança subsequente na legislação aplicável (Decreto Nº 8.165 de 23 de dezembro de
2013), a taxa foi reduzida para 0%.
Outros Impostos Brasileiros Relevantes
Alguns estados brasileiros impõem um imposto sobre doações e herança em doações ou legados feitos por pessoas físicas ou jurídicas
não domiciliadas ou residentes no Brasil para pessoas físicas ou jurídicas domiciliadas ou residentes nesses estados. Não há impostos
ou encargos de selo, emissão, registro ou similares a pagar pelos detentores das nossas ações ou ADSs.
Capital Registrado. O valor de um investimento em ações detidas por um Titular Não Brasileiro qualificado de acordo com a
Resolução No 4.373 e que obtiver um registro na CVM, ou pelo depositário, conforme o depositário representando tal detentor estiver
qualificado para registro junto ao Banco Central. Esse registro permite a remessa fora do Brasil de quaisquer recursos das distribuições
de ações e valores realizados com relação à alienação dessas ações. Os valores recebidos em moeda brasileira são convertidos em
moeda estrangeira por meio do uso da taxa de câmbio comercial. O capital registrado para ações preferenciais ou ordinárias adquiridas
na forma de ADSs ou adquiridas no Brasil e depositadas junto ao depositário em troca de ADSs será equivalente ao preço de compra
dessas (em dólares norte-americanos) para o comprador. O capital registrado das ações que forem retiradas mediante o envio dos
ADSs, conforme o caso, será o equivalente em dólares norte-americanos do preço médio de ações ordinárias ou preferenciais,
conforme o caso, em uma bolsa de valores brasileira na qual o maior número dessas ações, conforme o caso, tiver sido vendido no dia
da retirada. Se nenhuma ação ordinária ou preferencial, conforme o caso, tiver sido vendida nesse dia, o capital registrado se referirá
ao preço médio na bolsa de valores brasileira na qual o maior número dessas ações, conforme o caso, tiver sido vendido nos 15
pregões imediatamente anteriores a essa retirada. O valor em dólares norte-americanos das ações ordinárias ou preferenciais, conforme
for aplicável, é determinado com base na taxa de câmbio comercial média cotada pelo Banco Central nessa data ou, se o preço médio
dessas ações for determinado de acordo com a última frase precedente, na média dessas taxas médias cotadas nas mesmas 15 datas
utilizadas para determinar o preço médio das ações.
Um Titular Não Residente das nossas ações pode enfrentar atrasos ao efetuar essa ação, o que pode atrasar as remessas para o
exterior. Esse atraso pode afetar adversamente o valor, em dólares norte-americanos, recebido pelo Titular Não Residente.
Consequências de Imposto de Renda Federal Substanciais dos Estados Unidos
A discussão a seguir descreve as consequências substanciais do imposto de renda federal dos Estados Unidos pela compra,
manutenção e alienação das nossas ações ou dos ADS. Esta discussão se aplica apenas aos beneficiários de nossos ADS ou das ações
que forem “Titulares Norte-Americanos”, conforme definido abaixo. Esta discussão está baseada no Código Tributário Federal dos
Estados Unidos de 1986, conforme alterado, ou no Código de 1986, nos seus regulamentos históricos legislativos, existentes finais,
Regulamentos do Tesouro temporários e propostos, pronunciamentos administrativos pela Secretaria da Receita Federal dos Estados,
ou IRS, e nas decisões judiciais, tudo conforme atualmente em vigor, e todos os quais estão sujeitos a alterações (possivelmente com
efeito retroativo) e a interpretações diferentes.
Essa discussão não pretende tratar de todas as consequências de imposto de renda federal dos Estados Unidos que possam ser
relevantes para um detentor em particular, e V.Sa. deverá consultar o seu próprio consultor tributário a respeito da sua situação fiscal
específica. Esta discussão não aborda qualquer aspecto da tributação de imposto de renda federal norte-americana (tais como o
imposto sobre espólio e o imposto sobre doações, ou o imposto Medicare sobre os rendimentos de investimento líquido). A discussão
se aplica apenas aos titulares norte-americanos que detêm as nossas ações ou ADSs como “bens de capital” (de modo geral, bens
detidos para investimento) no âmbito do Código e não aborda as consequências tributárias que possam ser relevantes para Titulares
Norte-Americanos em situações de tributação especial, incluindo, por exemplo:
Instituições financeiras ou companhias de seguros;
Organizações isentas de impostos;
Corretores;
Operadores de valores mobiliários que optem por marcação a mercado;
Investimentos imobiliários, trusts, Empresas de investimento regulamentado, associação ou trusts;
Investidores cuja moeda funcional não seja o dólar norte-americano;
Expatriados dos Estados Unidos;
Titulares que detiverem as nossas ações ou ADSs como parte de operações de hedge, operações casadas ou operações de
conversão; ou
Titulares que detiverem, direta, indireta ou presumidamente, 10% ou mais do poder de voto combinado total, se houver,
das nossas ações ou ADSs.
165
Exceto quando expressamente descrito abaixo, esta discussão assume que não somos uma empresa de investimento estrangeiro passivo, ou
PFIC, para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos. Por favor, veja a discussão no “Item 10. E, Tributação - Consequências de
Imposto de Renda Federal Substanciais dos Estados Unidos - Normas da Empresa de Investimento Estrangeiro Passiva” abaixo. Além disso,
essa discussão não aborda as consequências fiscais mínimas alternativas de manter as nossas ações ou ADSs, ou as consequências indiretas
para titulares de participações acionárias em Empresas ou outras empresas que detenham as nossas ações ou ADSs. Além disso, essa
discussão não aborda as consequências fiscais estaduais, municipais e não-norte-americanas de posse das nossas ações ou ADSs.
Você deve consultar seu próprio consultor tributário a respeito dos Estados Unidos federal, estadual, local e não-norte-americana da
renda e outras consequências fiscais de aquisição, detenção e alienação de nossas ações ou ADS em suas circunstâncias particulares.
Você é um “Titular Norte-Americano” se for um proprietário beneficiário de ações ou ADSs e se você for, para fins de imposto de
renda federal dos Estados Unidos:
Um indivíduo que seja cidadão ou residente dos Estados Unidos;
Uma Empresa ou qualquer outra entidade tributável como uma Empresa, criada ou constituída de acordo com as leis dos
Estados Unidos, de qualquer Estado desse país ou do Distrito de Columbia;
Um espólio, cuja renda esteja sujeita ao imposto de renda federal dos Estados Unidos, independentemente de sua fonte; ou
Um trust, se um tribunal nos Estados Unidos for capaz de exercer supervisão primária sobre a sua administração e uma ou
mais pessoas dos Estados Unidos tiverem autoridade para controlar todas as decisões substanciais do trust.
Se uma Empresa detiver ações ou ADSs, o tratamento fiscal de um sócio geralmente dependerá do status do sócio e das atividades da
Empresa. Um investidor em potencial que for sócio de uma Empresa titular das nossas ações ou ADSs deve consultar o seu próprio
consultor tributário a respeito das consequências tributárias específicas da aquisição, propriedade e alienação das ações ou ADSs.
Propriedade de ADSs em Geral
Para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos, caso você seja um detentor de ADS, você geralmente será tratado como o
proprietário das ações representadas por esse ADS. Os depósitos e retiradas de ações por um Titular Norte-Americano em troca de
ADSs geralmente não resultarão na realização de ganho ou perda para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos.
O Tesouro norte-americano expressou preocupações de que as partes para as quais recibos similares aos ADS são liberados podem
estar tomando medidas incompatíveis com a reivindicação de créditos fiscais estrangeiros pelos Titulares Norte-Americanos de ADSs,
e que também seriam inconsistentes com a reivindicação de uma taxa fiscal reduzida descrita abaixo, aplicável aos dividendos
recebidos por determinados Titulares Norte-Americanos não corporativos. Dessa forma, a análise da credibilidade dos impostos
brasileiros e da disponibilidade da taxa reduzida para os dividendos recebidos por determinados titulares não corporativos poderia ser
afetada pelas medidas tomadas pelas partes para as quais os ADSs forem liberados.
Distribuições de Ações ou ADSs
O valor bruto das distribuições feitas a você em dinheiro ou bens com relação às suas ações ou ADSs, antes da redução por quaisquer
impostos brasileiros retidos, será passível de inclusão na sua renda como rendimento de dividendos, na medida em que essas
distribuições forem pagas a partir dos nossos lucros atuais ou acumulados, conforme determinado de acordo com os princípios do
imposto de renda federal dos Estados Unidos. Esses dividendos não serão qualificados para dividendos que receberam uma dedução
em geral permitida para os titulares norte-americanos corporativos. Observando-se as limitações aplicáveis, incluindo as limitações ao
período de detenção e a discussão acima a respeito das preocupações expressadas pelo Tesouro Norte-Americano, os dividendos pagos
aos titulares norte-americanos não corporativos de ADSs serão tributados a uma taxa máxima de 20,0%.
Se você é um Titular Norte-Americano e nós pagamos um dividendo em Reais, esse dividendo será incluído na sua renda bruta em um
valor equivalente ao valor em dólares norte-americanos de Reais, na data de recebimento por você ou, no caso de ADSs, pelo
depositário, independentemente de quando ou se o pagamento for de fato convertido em dólares norte-americanos. Se o dividendo for
convertido em dólares norte-americanos na data de recebimento, um Titular Norte-Americano geralmente não deve ser obrigado a
contabilizar um ganho ou perda de moeda estrangeira com relação à receita de dividendos.
Se você for um Titular Norte-Americano, os dividendos pagos a você com relação às suas ações ou ADSs serão tratados como renda de
origem estrangeira, o que pode ser relevante no cálculo da sua limitação de crédito fiscal estrangeiro. Sujeito a determinadas condições e
limitações, o imposto brasileiro retido na fonte sobre os dividendos pode ser creditado contra a sua responsabilidade de imposto de renda
federal norte-americana. Ao invés de reivindicar um crédito, você poderá, a seu critério, deduzir esses impostos brasileiros diversamente
creditáveis ao calcular a sua renda tributável, sujeito às limitações geralmente aplicáveis de acordo com a legislação norte-americana. As
normas que regem os créditos e deduções fiscais estrangeiras de impostos não-norte-americana são complexas e, portanto, você deve
consultar o seu próprio consultor tributário sobre a aplicabilidade dessas normas em suas circunstâncias particulares.
166
Venda ou Permuta ou outra Alienação Tributável de Ações ou ADSs
Um Titular Norte-Americano geralmente reconhecerá o ganho ou perda de capital quando da venda, permuta ou outra alienação
tributável das nossas ações ou ADSs, mensurado pela diferença entre o valor em dólares norte-americanos do valor realizado e a base
de cálculo ajustada do Titular Norte-Americano nas ações ou ADSs. Qualquer ganho ou perda será um ganho ou perda de capital de
longo prazo se as ações ou ADSs forem detidos por mais de um ano. Os ganhos de capital de longo prazo de determinados titulares
norte-americanos (inclusive de pessoas físicas) são qualificados para taxas reduzidas de imposto de renda federal norte-americano. A
dedutibilidade das perdas de capital está sujeita a determinadas limitações previstas de acordo com o Código.
Se o imposto brasileiro for retido sobre a venda ou outra alienação de uma ação ou ADS, o valor realizado por um Titular Norte-
Americano incluirá o valor bruto do produto dessa venda ou alienação antes da dedução do imposto brasileiro. O ganho ou perda de
capital, se houver, realizado por um Titular Norte-Americano sobre a venda, troca ou outra alienação tributável de uma ação ou ADS
geralmente será tratado como renda ou perda de origem norte-americana para fins de crédito fiscal estrangeiro dos Estados
Unidos. Por conseguinte, no caso de alienação de uma ação sujeita a um imposto brasileiro incidente sobre o ganho (ou, no caso de um
depósito, em troca de um ADS ou ação, conforme o caso, que não for registrado de acordo com a Resolução nº 4.373, no qual for
cobrada uma taxa de ganhos de capital), o Titular Norte-Americano pode não ser capaz de se beneficiar do crédito fiscal estrangeiro
referente ao imposto brasileiro, a menos que o Titular Norte-Americano possa compensar o imposto de renda federal norte-americano
incidente sobre a outra renda proveniente de fontes não-norte-americanas, na categoria de renda apropriada. Alternativamente, o
Titular Norte-Americano pode fazer uma dedução para o imposto brasileiro se esse não optar por reivindicar um crédito de imposto
estrangeiro para quaisquer impostos não-norte-americanos pagos durante o exercício tributável.
Normas da Empresa de Investimento Estrangeiro Passivo
De modo geral, uma Empresa não-norte-americana é uma PFIC com relação a um Titular Norte-Americano, se, em qualquer exercício
fiscal no qual o Titular Norte-Americano detiver ações na Empresa não norte-americana, pelo menos 75% da sua receita bruta for
renda passiva, ou pelo menos 50% do valor dos seus ativos (determinados com base em uma média trimestral) produzirem renda
passiva ou forem mantidos para a produção de renda passiva. Para esse efeito, a receita passiva geralmente inclui, entre outros,
dividendos, juros, locações, royalties e ganhos provenientes da alienação de ativos de investimento (sujeitos a várias exceções). Com
base na natureza do nosso rendimento, ativos e atividades atuais e projetados, não acreditamos que as ações ou ADSs foram referentes
ao exercício fiscal anterior, nem esperamos que esses sejam ações de CIEP para fins de imposto de renda federal dos Estados
Unidos. No entanto, a determinação se as ações ou ADSs constituem ações de uma PFIC é uma determinação factual feita anualmente
e, portanto, pode estar sujeita a alterações. Como essas determinações estão baseadas na natureza de nossa receita e ativos de tempos
em tempos, bem como em determinados itens que não estão diretamente em nosso controle, tais como o valor de nossas ações e ADSs
e envolvem a aplicação de normas fiscais complexas, cuja aplicação ao nosso negócio não está totalmente clara, nenhuma garantia
pode ser oferecida de que não seremos considerados uma PFIC com relação ao exercício fiscal atual, ou a qualquer exercício fiscal
passado ou futuro.
Se formos tratados como uma PFIC em qualquer exercício fiscal durante o qual você for um Titular Norte-Americano, diversas
consequências adversas podem se aplicar a você. Nem os ganhos nem os dividendos estariam sujeitos às taxas fiscais reduzidas
discutidas acima aplicáveis em determinadas situações. Ao invés disso, o ganho contabilizado por você em uma venda ou outra
alienação das ações ou ADSs seria alocado proporcionalmente ao seu período referente às ações ou ADSs. Os valores alocados ao
exercício tributável da venda ou alienação e a qualquer ano antes de nos tornarmos uma PFIC seriam tributados como renda
ordinária. O valor atribuído a cada exercício fiscal estaria sujeito a imposto, à taxa mais alta em vigor para pessoas físicas ou jurídicas,
conforme o caso, e uma taxa de juros seria cobrada sobre esse imposto, como se esse não tivesse sido pago na data de vencimento
original para o seu retorno fiscal referente a esse ano. Além disso, qualquer distribuição relacionada às ações ou ADSs, excedente a
125 por cento da média das distribuições anuais sobre ações ou ADSs recebidos por você durante os três anos anteriores ou, se menor,
o seu período de detenção seria sujeita à tributação, como descrito acima. Determinadas eleições podem estar disponíveis (incluindo
uma nota para a escolha do mercado) para pessoas norte-americana que podem atenuar as consequências adversas resultantes do status
de PFIC. Em qualquer caso, você estaria sujeito às exigências de arquivamento de formulário fiscal adicionais norte-americanas.
Retenção de Reserva e Divulgação de Informações
De modo geral, os dividendos sobre as nossas ações ou ADSs e os pagamentos dos recursos obtidos de uma venda, permuta ou outra
alienação de ações ou ADSs, pagos dentro dos Estados Unidos ou por meio de determinados intermediários financeiros relacionados
norte-americanos a um Titular Norte-Americano estão sujeitos ao fornecimento de informações e podem estar sujeitos à retenção na
fonte, a uma taxa máxima atual de 28%, a menos que o titular: (i) estabeleça, se necessário fazê-lo, que é um recipiente isento; ou (ii)
no caso de retenção na fonte, forneça um número de identificação de contribuinte e certifique que é uma pessoa norte-americana e não
perdeu a sua isenção de retenção de reserva.
Você pode creditar valores retidos sob estas normas contra a sua responsabilidade de imposto de renda federal dos Estados Unidos, ou
obter um reembolso desses valores que excedem o seu imposto de renda federal dos Estados Unidos, desde que as informações
necessárias sejam fornecidas à IRS.
Você deve consultar os seus próprios consultores fiscais a respeito de quaisquer exigências de informação norte-americanas que
possam surgir fora de sua titularidade ou alienação de ADS ou ações em vista das suas circunstâncias específicas. A penalidade pelo
não cumprimento de exigências de informação pode ser significativa.
167
F. Dividendos e Agentes Pagadores
Não aplicável.
G. Declaração por Peritos
Não aplicável.
H. Documentos em Exibição
As declarações contidas neste relatório anual com relação ao teor de qualquer contrato ou outro documento estão completas em todos
os aspectos relevantes, no entanto, quando o contrato ou outro documento for um anexo deste relatório anual, cada uma dessas
declarações será qualificada, em todos os aspectos, pelas disposições do contrato real ou dos outros documentos.
Estamos sujeitos às exigências de informações da Lei de Mercado de Capitais aplicáveis a um emissor privado estrangeiro. Dessa
forma, seremos obrigados a apresentar relatórios e outras informações junto à SEC, incluindo relatórios anuais do Formulário 20-F e
relatórios do Formulário 6-K. Você pode inspecionar relatórios e copiar os relatórios e as outras informações arquivadas ou fornecidas
à SEC na Sala de Consulta Pública da SEC localizada em 100 F Street, NE, Washington, D.C. 20549. Para mais informações, contate
a SEC no número 1-800-SEC-0330. Além disso, a SEC mantém um site na internet que contém os arquivamentos, relatórios e
informações a respeito de outros emissores que, como nós, fazem arquivos eletrônicos perante a SEC. O endereço do site é
http://www.sec.gov.
Na qualidade de emissores privados estrangeiros, estamos isentos da Lei de Mercado de Capitais, entre outras, das normas que
determinam o fornecimento e o conteúdo das declarações de procuração, e os membros do nosso Conselho de Administração e da
nossa Diretoria Executiva, bem como os nossos principais acionistas, estão isentos das disposições de relatórios e de recuperação de
lucros de curto prazo contidas na Seção 16 da Lei de Mercado de Capitais. Além disso, na qualidade de emissores privados
estrangeiros, não será exigida, de acordo com os termos da Lei de Mercado de Capitais, arquivar relatórios e demonstrações contábeis
consolidadas periódicos perante a SEC tão frequentemente ou tão prontamente quanto as empresas norte-americanas cujos valores
mobiliários são registradas de acordo com a Lei de Mercado de Capitais.
Também arquivamos relatórios e demonstrações contábeis consolidadas periódicos perante a CVM, na Rua Sete de Setembro, 111,
Rio de Janeiro, Rio de Janeiro 20159-900, Brasil.
I. Informações de Controladas
Não aplicável.
ITEM 11. DIVULGAÇÕES QUANTITATIVAS E QUALITATIVAS SOBRE O RISCO DO MERCADO
Os riscos inerentes nos nossos instrumentos sensíveis ao mercado são possíveis prejuízos que podem surgir das mudanças adversas
nas taxas de juros e/ou nas taxas de câmbio estrangeiro. Estamos sujeitos a comercializar o risco resultante das mudanças nas taxas de
juros, uma vez que essas mudanças podem afetar o custo no qual obtemos financiamento. Estamos sujeitos ao risco de taxa de câmbio
com relação à nossa dívida denominada em moedas estrangeiras. Estamos, ainda, sujeitos ao risco de volatilidade nos mercados
acionários, em virtude dos nossos investimentos nas nossas afiliadas e dos investimentos detidos ao valor justo.
Riscos de Taxa de Juros
Em 31 de dezembro de 2016, a nossa dívida total foi de R$ 45,620 milhões, da qual 63%, ou R$ 28.884 milhões, eram ligados às taxas
de juros variáveis. As nossas dívidas são principalmente corrigidas para as seguintes taxas de juros: (i) CDI (28% da nossa dívida), (ii)
TJLP (22% da nossa dívida), (iii) LIBOR (6% da nossa dívida) e (iv) SELIC (4% da nossa dívida).
Riscos da Taxa de Câmbio
Em 31 de dezembro de 2016, aproximadamente 27% do nosso endividamento total consolidado de R$ 45.620 milhões estava
denominado em moedas estrangeiras. Em 31 de dezembro de 2016, o endividamento total consolidado denominado em moeda
estrangeira era de R$ 11.794 milhões, ou aproximadamente 26% da nossa dívida total era denominada em dólares norte-americanos.
Política de Hedge Financeiro
Como medida de defesa contra essas exposições, nós temos uma Política de Hedge Financeiro, a qual foi aprovada pela nossa
Diretoria Executiva em 30 de outubro de 2009.
168
Esta política contém uma classificação de prioridade, que enfatiza soluções estruturais contemplando o equilíbrio natural de posições
expostas.
Mais tarde, as operações com outros tipos de instrumentos financeiros pode também ser analisada. Finalmente, as operações com
derivativos financeiros são analisadas, as quais só serão realizadas de forma complementar e com o único propósito de proteger os
ativos e passivos indexados a nós e nossas controladas que evidenciarem discordâncias e que não puderem constituir alavancagem
financeira ou uma operação de empréstimo de terceiros.
Com relação ao risco de juros, muito da exposição à Libor foi atenuado por meio de operações de derivativos em 2011 e 2012, e cuja
exposição residual está sendo reduzida ao longo do tempo. Quanto às outras taxas flutuantes às quais estamos expostos, nós
realizamos, de acordo com a nossa política de hedge financeiro, avaliações contínuas sobre os riscos de taxas de juros existentes, a fim
de verificar a necessidade de realizar novas operações de hedge para mitigar os riscos que são considerados relevantes. No entanto,
não há expectativa de que haverá uma mudança significativa em nossa exposição às taxas de juros.
No que diz respeito ao risco de taxa de câmbio, nós priorizamos, ao longo dos anos, a solução estrutural para reduzir o risco através de
financiamento em moeda estrangeira (entre 2009 e 2011), assim reduzindo substancialmente o risco de taxa de câmbio ao qual fomos
expostos. Como resultado disso, o foco principal desse risco para nós tem sido ter os nossos fluxos de caixa em moeda
estrangeira. Para essa finalidade, nós avaliamos permanentemente a necessidade de realizarmos operações para reduzir os riscos de
taxas de câmbio que são considerados relevantes. Dessa forma, devido à solução estrutural implementada anteriormente, não se espera
alteração significativa no risco associado à variação cambial no ano de 2017.
ITEM 12. DESCRIÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS, QUE NÃO TÍTULOS DE PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA
12.D. Recibos de Depósito Americanos
Taxas pagáveis pelos titulares dos nossos ADSs
O J.P. Morgan Chase Bank, N.A. atua como depositário para ambos os ADS ordinários e preferenciais. Os titulares de ADR são
obrigados a pagar diversas taxas ao depositário, e o depositário pode se recusar a prestar qualquer serviço para o qual a taxa for
avaliada até que a taxa aplicável tenha sido paga.
Os titulares de ADRs são obrigados a pagar ao depositário: (i) uma taxa anual de US$ 0,02 por ADS para administrar o programa de
ADRs e (ii) os valores referentes às despesas incorridas pelo depositário ou pelos seus agentes em nome dos titulares de ADRs,
incluindo as despesas decorrentes da conformidade com a legislação aplicável, impostos ou outros encargos governamentais,
transmissão por fax, ou conversão de moeda estrangeira em dólares norte-americanos. Em ambos os casos, o depositário poderá
decidir, a seu exclusivo critério, buscar o pagamento cobrando os titulares ou deduzindo a taxa de um ou mais dividendos em dinheiro
ou de outras distribuições em dinheiro.
Os titulares de ADR também são obrigados a pagar taxas adicionais por determinados serviços prestados pelo depositário, conforme
estabelecido na tabela abaixo:
Ação Depositária Taxa associada
Emissão, entrega, redução, cancelamento ou entrega do ADS US$ 5,00 por 100 ADS
Qualquer distribuição de caixa aos titulares de ADS registrados US$ 0,02 (ou menos) por ADS
Taxas de transferência (na extensão não proibida pelas normas da
bolsa de valores primária na qual o ADS está listado)
US$ 1,50 por ADR ou ADRs
Reembolsos depositários
De acordo com o contrato de depósito firmado entre o depositário e nós, o depositário nos reembolsa por determinadas despesas que
incorremos com relação ao programa de ADRs. De 1º de janeiro a 31 de dezembro de 2016, o nosso banco depositário nos reembolsou
a quantia bruta de US$ 5.556.421,50.
PARTE II
ITEM 13. INADIMPLEMENTO, DIVIDENDOS A PAGAR E MORA
Não aplicável.
169
ITEM 14. MODIFICAÇÕES SUBSTANCIAIS NOS DIREITOS DOS DETENTORES DE TÍTULOS E NO USO DOS
RECURSOS
Não aplicável.
ITEM 15. CONTROLES E PROCEDIMENTOS
(a) Controles e Procedimentos de Divulgação
Realizamos uma avaliação sob a supervisão e com a participação da nossa administração, incluindo o Diretor Presidente e o Diretor
Financeiro, a respeito da eficácia do ambiente e da operação dos nossos controles internos e procedimentos de divulgação, incluindo
aqueles definidos na Norma 13a-15e da Lei de Mercado de Capitais dos Estados Unidos, a partir do exercício findo em
31 de dezembro de 2016. Há limitações inerentes à eficácia de quaisquer controles e procedimentos do sistema de divulgação,
incluindo a possibilidade de erro humano e elisão ou inobservância dos controles e procedimentos. Assim, mesmo os controles e
procedimentos eficazes só poderão fornecer uma garantia razoável de alcance dos seus objetivos de controle.
Como resultado dessa avaliação, o nosso Diretor Presidente e o nosso Diretor Financeiro concluíram que os nossos controles e
procedimentos de divulgação não foram eficazes em 31 de dezembro de 2016, e que o ambiente e a operação dos nossos controles e
procedimentos de divulgação não foram eficazes para fornecer uma segurança razoável de que todas as informações relevantes
relacionadas à nossa empresa foram relatadas conforme exigido, uma vez que fraquezas substanciais na atual operação dos nossos
controles internos sobre relatórios financeiros foram identificadas, conforme descrito abaixo.
(b) Relatório Anual da Administração no Controle Interno sobre o Relatório Financeiro
A nossa Administração é responsável por estabelecer e manter controles internos adequados sobre os relatórios financeiros, conforme
definido nas Regras 13a-15(f) e 15d-15(f) de acordo com a Lei de Mercado de Capitais de 1934. O nosso controle interno sobre os
relatórios financeiros é um processo projetado para fornecer garantia razoável acerca da confiabilidade dos relatórios financeiros e das
demonstrações contábeis para fins externos em conformidade com os princípios contábeis geralmente aceitos. O controle interno da
empresa sobre o relatório financeiro inclui estas políticas e estes procedimentos (a) dizem respeito à manutenção dos registros que,
com detalhes razoáveis, refletem as transações e as disposições de modo preciso e adequado dos ativos da Empresa; (b) fornecem uma
garantia razoável de que as transações são registradas conforme necessário para permitir a elaboração das demonstrações financeiras,
de acordo com os princípios de contabilidade geralmente aceitos, e que nossas receitas e despesas estão sendo feitas somente de
acordo com as autorizações da administração e de seus diretores; e (iii) fornecem garantia razoável com relação à prevenção ou à
detecção, em tempo hábil, de aquisição não autorizada, uso ou alienação dos ativos da Empresa que poderiam afetar substancialmente
as demonstrações contábeis.
Devido a suas limitações inerentes, o controle interno sobre os relatórios financeiros não pode prevenir ou detectar erros. Além disso,
as projeções de qualquer avaliação da eficácia para os períodos futuros estão sujeitas ao risco de que os controles possam se tornar
inadequados em razão de alterações nas condições ou de que o grau de conformidade com as políticas ou procedimentos possa se
deteriorar.
A nossa administração avaliou a eficácia dos controles internos sobre os relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2016. Em 2015,
nós implementamos o COSO (2013) Controle Interno - Estrutura Integrada (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway
Commission). Com base nessa avaliação, a nossa administração concluiu que, em 31 de dezembro de 2016, nosso o controle interno
sobre os relatórios financeiros não era eficaz devido às fraquezas materiais existentes. Uma fraqueza material é uma deficiência de
controle, ou a combinação de deficiências de controle, no controle interno sobre os relatórios financeiros, de tal forma que haja uma
possibilidade razoável de que uma distorção relevante nas demonstrações contábeis consolidadas não será prevenida ou detectada em
tempo hábil. As fraquezas materiais identificadas foram:
1 - Não mantivemos um ambiente de controle efetivo, especificamente quanto à tempestividade da remediação das
deficiências de controles internos relacionadas aos exercícios anteriores;;
2 - Não mantivemos controles adequados quanto à elaboração das demonstrações financeiras e divulgações relacionadas,
incluindo ausência de tempestividade nas análises e reconciliações da Amazonas Distribuição e Furnas
3 - Não mantivemos controles internos efetivos de monitoramento adequado das Sociedades de Propósito Específicos
(SPEs), incluindo falha na identificação e no monitoramento da execução física e financeira dos projetos relevantes de investimentos
avaliados pelo método de equivalência patrimonial, ausência de revisão dos termos técnicos e financeiros dos contratos de
construção antes do processo de licitação, análise adequada das propostas feitas por fornecedores e falta de avaliação e monitoramento
da evolução e de orçamento dos projetos, e
170
4 - Não implementamos integralmente os controles internos relacionados a prevenção de riscos, corrupção e programa de
compliance, considerando os requerimentos da legislação norte americana (FCPA - Foreign Corrupt Practices Act) e da legislação
brasileira (Lei 12.846/13 - Lei Anticorrupção), incluindo um canal de denúncia eficaz devido a controles inadequados de integridade.
Remediação das Fraquezas Materiais
A fim de corrigir a fraqueza material relacionada ao número significativo de deficiências relativas as demonstrações financeiras que
não foram corrigidas em tempo hábil, a nós fortalecemos, juntamente com as nossas controladas, a importância de nomear pessoas
para estarem no supervisão do ambiente de controles internos em todas as suas diferentes áreas de negócios, e também estabelecemos
metas para os gestores dessas áreas. Adicionalmente, com vistas a reduzir as deficiências existentes, nossas empresas estão
promovendo ações em governança corporativa, gestão de riscos e gestão de áreas de controles internos. Atualmente, estamos
implementando planos para lidar com essas deficiências qualitativas e quantitativas. Nós estamos reestruturando nossa estrutura
operacional, bem como alterando o nosso processo de governança corporativa. O plano estratégico 2017-2021 foca cinco grandes
prioridades: a consequente sustentabilidade financeira da empresa; busca por excelência operacional; fortalecimento da governança
corporativa; foco na geração e transmissão; e alienação de ativos não essenciais.
A fim de remediar a fraqueza material nos controles internos que garantem a análise de monitoramento e preparação de demonstrações
financeiras e divulgações relacionadas, estamos implementando um serviço compartilhado integrando contas a pagar, processo de
aquisição, gerenciamento de contratos que pode reduzir o risco de não identificação oportuna de ajustes contábeis causados pelo não
entrega, pelos fornecedores, de bens e serviços. A Amazonas D está implementando um sistema de monitoramento para controlar o
consumo de combustível para geração de energia em suas usinas termoelétricas, o que pode melhorar os controles de estoque de
combustível e o processo de consumo.
Para os investimentos preexistentes, estamos realizando uma análise de lacunas das disposições dos acordos de acionistas existentes
com aqueles descritos no Manual SPE para a tomada de decisão do Conselho de Administração. Emitimos um Manual SPE
descrevendo e orientando as principais práticas sobre como fazer e gerenciar novos investimentos. Para os investimentos
preexistentes, estamos realizando uma análise de lacunas das disposições dos acordos de acionistas existentes com aqueles descritos
no Manual SPE para a tomada de decisão do Conselho de Administração.
Temos melhorado e reforçado o nosso programa de conformidade, a fim de corrigir esta fraqueza material, de acordo com exigências
da FCPA e da Lei Anticorrupção brasileira. Ao longo de 2015 e 2016, temos implementado uma série de medidas para aumentar a
sofisticação e eficácia do nosso programa de conformidade.
O “Programa de Conformidade Eletrobras 5 Dimensões” é um plano corporativo que estamos desenvolvendo e implementando a fim
de cumprir os padrões, leis e regulamentos de governança corporativa, incluindo a Lei norte-americana Sarbanes-Oxley de 2002, ao
FCPA, a Lei Anticorrupção brasileira, a Lei de Empresas Controladas Pelo Governo (Lei No 13.303/2016), as normas e diretrizes
emitidas pela SEC, pela CVM, pelo Instituto Brasileiro de Governança Corporativa (IBGC) e pelo OCDE, entre outros. Um resumo
das principais questões do nosso programa em implementação é discutido abaixo:
A avaliação de risco de fraude e corrupção será implementada ao nível de subsidiária, unidade de negócios, processo e
cargo.
Canal de Denúncias: criamos o nosso próprio canal de denúncias que garante o anonimato e confidencialidade das
denúncias e outros relatórios internos. O canal é gerido por uma Ouvidoria e as queixas são tratadas por diferentes
comissões, dependendo da sua natureza (aspectos de conduta, ética e corrupção). Os relatórios mensais de queixas de
gestão e como são tratadas são emitidos e submetidos ao Conselho Fiscal (adaptado às funções do Comitê de
Auditoria). Atualmente, estamos revisando o projeto do processo para receber, tratar e responder a reclamações,
buscando melhorar sua eficácia através da contratação de um canal especializado de terceiros e o estabelecimento de
políticas para as consequências.
Disposições Contratuais/Due Diligence: os nossos acordos contratuais com terceiros têm disposições de conformidade
destinados a cumprir com a legislação anticorrupção brasileira e norte-americana. Estamos atualmente estruturando e
implementando formulários, declarações e outros procedimentos de due diligence para grandes grupos de terceiros.
171
ITEM 15T. CONTROLES E PROCEDIMENTOS
Não aplicável.
ITEM 16A. PERITO FINANCEIRO DO CONSELHO FISCAL
O nosso conselho de administração determinou que Luis Felipe Vital Nunes Pereira, membro do nosso Conselho Fiscal, seja um
“perito financeiro do conselho fiscal”, conforme definido pelas normas atuais da SEC, e cumpra as exigências de independência da
SEC e os padrões de listagem da NYSE. Para uma discussão do papel do nosso Conselho Fiscal, ver o “Item 6.C, Práticas do
Conselho - Conselho Fiscal.”
ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA
O Código de Ética e Conduta é o principal documento que orienta as ações do nosso grupo, pois estabelece e reforça os compromissos
assumidos com nossos clientes.
Decididos a atuar nos quatro pilares da governança - transparência, equidade, contabilidade e responsabilidade corporativa - estamos
nos remodelando para enfrentar os novos desafios futuros. A nova legislação sobre o tema foi o principal motivador para a revisão do
nosso Código de Ética e Conduta e, internamente, criamos o Departamento de Conformidade em 2016, baseado em três pilares: gestão
de riscos, controles internos e integridade corporativa.
Em 2016, nosso Código de Ética foi revisado para atender às novas leis promulgadas no Brasil, que se concentram na ética e na
integridade, e:
Lei nº 12.257/2011 (“Lei de Acesso à Informação”);
Lei nº 12.529/2011 (“Lei Antitruste”);
Lei nº 12.813/2013 (“Lei de Conflitos de Interesse”);
Lei nº 12.846/2013 (“Lei de Sociedade Limpa”) e Decreto Regulamentar nº 8.420, de 18 de março de 2015;
Lei nº 13.303/2016 (“Lei das Sociedades Comerciais Estaduais”); e
Instrução Normativa MP/CGU nº 01, de 10 de maio de 2016 (sobre Governança e Gestão de Riscos).
O lançamento da nova versão do Código de Ética e Conduta ocorreu em 9 de dezembro de 2016, Dia Internacional contra a
Corrupção, como parte da III Semana de Cultura Ética e está disponível em nosso site:
www.eletrobras.com/instrumentosgestaoepoliticas.
Também criamos, em 2008, um “canal de denúncias ” para receber “denúncias” por qualquer pessoa (desde que essa denúncia seja
direta e relatada mensalmente ao Conselho Fiscal) a respeito de qualquer “conduta desonesta ou antiética”, “questões de contabilidade,
controles contábeis internos ou questões de auditoria” e quaisquer submissões igualmente confidenciais e anônimas de
“preocupações” do mesmo tipo por parte dos nossos funcionários e associados. O “canal de denúncias” pode ser acessado através do
nosso site ou por carta enviada para a nossa sede, aos cuidados do nosso Conselho Fiscal.
Em 2015, melhoramos o nosso processo a fim de relatar todas as denúncias diretamente para o Conselho Fiscal. Em 2016 e 2015,
respectivamente, 88 e 30 questões relacionadas à conduta de fraudes e corrupção foram relatadas para diferentes canais, sendo 35
relatadas através do “canal de denúncias”. Nenhum deles tinha impacto financeiro sobre os nossos Resultados Operacionais. Não
concedemos quaisquer renúncias implícitas ou explícitas a partir de qualquer disposição do nosso código de ética desde a sua adoção.
ITEM 16C. PRINCIPAIS HONORÁRIOS E SERVIÇOS CONTÁBEIS
A tabela a seguir estabelece, por categoria de serviço, os honorários totais pelos serviços prestados a nós pela KPMG Auditores
Independentes durante os exercícios fiscais findos em 31 de dezembro de 2016 e 2015.
172
2016 2015
(R$)
Taxas de Auditoria 46.748.814,22 16.156.966,56
Taxas Relacionadas à Auditoria
Taxas Fiscais - - Todas as Outras Taxas - - Total 46.748.814,22 16.156.966,56
Honorários de Auditoria
As honorários de auditoria consistem das taxas pagas para a KPMG Auditores Independentes e suas afiliadas, com relação às
auditorias das nossas demonstrações contábeis consolidadas anuais e controles internos, revisões interinas das nossas informações
financeiras trimestrais, cartas e conforto, procedimentos relacionados à auditoria das provisões de imposto de renda com relação à
auditoria e à revisão das nossas demonstrações contábeis consolidadas.
Encargos fiscais e tributários
Não foram pagas à KPMG Auditores Independentes quaisquer encargos fiscais e tributários para os exercícios findos em 31 de
dezembro de 2016, 2015 e 2014.
Todos outros honorários
Nenhum outro honorário foi pago à KPMG Auditores Independentes para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2016, 2015 e
2014.
Políticas e Procedimentos de Pré-Aprovação do Conselho Fiscal
O Conselho Fiscal recomenda ao Conselho de Administração para aprovação, a entidade a ser contratada para prestação dos serviços
de auditoria independente para nós e nossas controladas, e a sua remuneração, bem como a sua substituição. A contratação de um
auditor independente para serviços que não são de auditoria está sujeita à aprovação prévia do Conselho Fiscal no que diz respeito ao
cumprimento das normas de independência. Para mais informações sobre o nosso Conselho de Administração e Conselho Fiscal, ver o
“Item 6.C. Práticas do Conselho de Administração.”
ITEM 16D. ISENÇÃO DOS PADRÕES DE LISTAGEM PARA OS CONSELHOS FISCAIS
Nomeamos e autorizamos o nosso Conselho Fiscal a desempenhar o papel de um conselho fiscal de acordo com a Norma 10A-3 da
Lei de Mercado de Capitais. Somos obrigados pela SEC e pelo conselho fiscal da empresa listada na NYSE a cumprir a Norma 10A-3
da Lei de Mercado de Capitais, a qual exija que estabeleçamos um conselho fiscal, composto por membros do nosso Conselho de
Administração, que cumpra as exigências especificadas ou designe e autorize o nosso Conselho fiscal a desempenhar o papel do
conselho fiscal com base na isenção estabelecida na Norma 10A-3(c)(3) da Lei de Mercado de Capitais. Acreditamos que o nosso
Conselho Fiscal cumpre as exigências de independência e outras exigências da Norma 10A-3 da Lei de Mercado de Capitais, a qual se
aplicaria na ausência da nossa confiança com relação à isenção.
ITEM 16E. AQUISIÇÕES DE TÍTULOS DE PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA PELO EMITENTE E PELOS
COMPRADORES AFILIADOS
Não aplicável.
ITEM 16F. MUDANÇA DE CONTADOR CERTIFICADO DA REQUERENTE
Não aplicável.
ITEM 16G. GOVERNANÇA CORPORATIVA
Ver o “Item 9.C, Mercados - Diferenças Significativas entre as nossas Práticas de Governança Corporativa e os Padrões de
Governança Corporativa da NYSE.”
173
PARTE III
ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
Ver o “Item 18, Demonstrações financeiras.”
ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
Favor ver as nossas demonstrações financeiras consolidadas, tendo início na página F-1. Em 2016, nossa afiliada CTEEP foi uma
associada significativa de acordo com a Regra 3-09 do Regulamento S-X e, portanto, apresentaremos demonstrações financeiras para
essa entidade a partir do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2016 como emenda a este relatório anual. Em 2015, nenhuma de
nossas empresas controladas foi uma entidade relevante nos termos da Regra 3-09 do Regulamento S-X. Em 2014, a Madeira Energia
S.A. e a Energia Sustentável do Brasil Participações S.A. constituíram entidades significativas sob o método de equivalência
patrimonial de acordo com a Rega 3-09 do Regulamento S-X e, desta maneira, apresentaremos as demonstrações financeiras para tais
empresas para o ano findo em 31 de dezembro de 2016 como um aditamento a este relatório anual. Além disso, incluímos, com início
na página F-6, os relatórios de auditoria de outros auditores em relação às demonstrações financeiras da Madeira Energia S.A., Norte
Energia S.A. e CTEEP relativo ao ano findo em 31 de dezembro de 2016. Esses relatórios de auditoria são referidos no relatório de
nossos auditores externos, KPMG Auditores Independentes, em relação a nossas demonstrações financeiras consolidadas do ano findo
em 31 de dezembro de 2016.
ITEM 19. ANEXOS
2.1 Contrato de Depósito Alterado e Consolidado, datado de 18 de outubro de 2002, entre a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. -
Eletrobras e o J.P. Morgan Chase Bank, N.A., constituído no presente instrumento por referência da nossa Declaração de
Registro no Formulário 20-F, arquivado em 21 de julho de 2008, Arquivo nº 001-34129.
2.2 O valor total dos títulos de dívida de longo prazo da nossa empresa e suas controladas de acordo com qualquer instrumento
não excede 10% do total de ativos da nossa empresa e das nossas controladas em uma base consolidada. Concordamos em
fornecer cópias de todos e quaisquer instrumentos à SEC mediante solicitação.
3.2 Estatuto Social da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras (tradução em idioma inglês), datado de 23 de dezembro de 2011.
4.1 Tratado de Itaipu assinado entre o Brasil e o Paraguai - Lei No 5.899 de 5 de julho de 1973, constituído no presente
instrumento por referência da nossa Declaração de Registro no Formulário 20-F arquivado em 21 de julho de 2008,
Arquivo No 001-34129.
8.1 Lista de controladas.
12.1 Norma 13a-14(a)/15d-14(a). Certificação do Diretor Presidente da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras
12.2 Norma 13a-14(a)/15d-14(a). Certificação do Diretor Presidente da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras.
13.1 Seção 906 do Certificado de Diretor Presidente da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras.
13.2 Seção 906 do Certificado de Diretor Financeiro da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras.
174
ASSINATURAS
A requerente, neste ato, certifica que cumpre todas as exigências de arquivamento do Formulário 20-F, e que fez com que o abaixo
assinado assinasse, e que o autorizou a assinar este relatório anual em seu favor.
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS
29 de abril de 2017 Por: /s/ Wilson Pinto Ferreira Junior
Nome: Wilson Pinto Ferreira Junior
Cargo: Diretor Presidente
Por: /s/ Armando Casado de Araújo
Nome: Armando Casado de Araújo
Cargo: Diretor Financeiro e Diretor de Relações com o Investidor
175
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS
E CONTROLADAS
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
Em 31 de dezembro de 2016 e 2015, e por cada um dos exercícios do período de três anos findo em 31 de dezembro de 2016.
Índice
Relatórios de Auditores Independentes Registrados da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. de 28 de abril de 2017 F-2
Relatório do Auditor Independente da Madeira Energia S.A. - MESA em 28 de abril de 2017 F-6
Relatório da Empresa Independente de Contabilidade Pública da Empresa Transmissão de Energia Elétrica Paulista - CTEEP
de 28 de abril de 2017 F-7
Relatório do Auditor Independente da Norte Energia S.A em 26 de abril de 2017 F-8
Balanços patrimoniais consolidados em 31 de dezembro de 2016 e 2015 F-9
Balanços consolidados de lucros e prejuízos em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014 F-11
Balanços consolidados de alterações de participação em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014 F-12
Balanços consolidados de resultados abrangentes para os anos findos em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014 F-13
Balanços consolidados de fluxo de caixa em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014 F-14
Notas explicativas às demonstrações financeiras consolidadas F-15
F-1
Relatório da firma de auditoria independente registrada
(Este relatório da firma de auditoria independente registrada foi traduzido para fins de conveniência e foi emitido originalmente em inglês
exclusivamente para fins de cumprimento das normas e regulamento da Securities and Exchange Commission - SEC, portanto exclusivamente para
uso no Estados Unidos da América. A KPMG Auditores Independente não se responsabiliza pelo uso deste relatório fora dos Estados Unidos da
América ou para qualquer outro propósito.)
Ao Conselho de Administração e Acionistas
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras:
Examinamos as demonstrações financeiras consolidadas das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras e
subsidiárias (a “Companhia”) em 31 de dezembro de 2016 e 2015, e as respectivas demonstrações do resultado
consolidado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa em relação aos exercícios
findos nesta data. Estas demonstrações financeiras consolidadas são de responsabilidade da Administração da Companhia.
Nossa responsabilidade é expressar uma opinião sobre as demonstrações financeiras consolidadas com base em nossas
auditorias.
Não examinamos as demonstrações financeiras da Madeira Energia S.A. (uma investida com 39,00% de participação),
Norte Energia S.A. (uma investida com 49,98% de participação) e Companhia Transmissão de Energia Elétrica Paulista –
CTEEP (uma investida com 36,05% de participação). Os investimentos da Companhia na Madeira Energia S.A em 31 de
dezembro de 2016 e 2015 foram na ordem de R$ 2.503.260 mil e R$ 2.896.068 mil, respectivamente, e participações no
resultado foram prejuízo líquido de R$ 240.708 mil, lucro líquido de R$ 7.030 mil e prejuízo líquido de R$ 861.144 mil
em relação aos exercícios findos em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014, respectivamente, os investimentos na Norte
Energia S.A. em 31 de dezembro de 2016 e 2015 foram na ordem de R$ 5.358.861 mil e R$ 3.378.325 mil após ajustes de
consolidação, e participações no resultado com prejuízos líquidos de R$ 18.665 mil e R$ 23.958 mil após ajustes de
consolidação , para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2016 e 2015, respectivamente e o investimento na
Companhia Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP foi na ordem de R$ R$ 2.592.701 mil e participação no
resultado com lucro líquido de R$ 1.704.057 mil após ajustes de consolidação para o exercício findo em 31 de dezembro
de 2016. As demonstrações financeiras da Madeira Energia S.A., Norte Energia S.A. e Companhia Transmissão de
Energia Elétrica Paulista – CTEEP foram examinadas por outros auditores cujos relatórios nos foram fornecidos, e nossa
opinião, à medida que diga respeito aos valores relativos a Madeira Energia S.A., Norte Energia S.A. e Companhia
Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP baseia-se exclusivamente nos relatórios dos outros auditores.
Conduzimos nossas auditorias de acordo com as normas do Public Company Accounting Oversight Board (Estados
Unidos). Estas normas requerem o planejamento e a execução de auditoria para obter segurança razoável de que as
demonstrações financeiras estão livres de distorções relevantes. Uma auditoria inclui a avaliação, por meio de testes, que
confirme os valores e as divulgações apresentadas nas demonstrações financeiras. Uma auditoria inclui, também, a
avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e estimativas significativas feitas pela Administração, bem como
a avaliação da apresentação das demonstrações financeiras. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e
apropriada para fundamentar nossa opinião.
Em nossa opinião, baseada na auditoria e no relatório dos outros auditores, as demonstrações financeiras consolidadas
acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição financeira da Centrais Elétricas
Brasileiras S.A. - Eletrobras e controladas em 31 de dezembro de 2016 e 2015, o desempenho de suas operações e seu
fluxo de caixa para os exercícios findos naquelas datas, de acordo com as normas internacionais de apresentação de
relatórios financeiras (IFRS) editadas pelo International Accounting Standards Board (IASB).
Conforme descrito na Nota 15 das demonstrações financeiras consolidadas, as controladas do segmento de distribuição e
as controladas de geração de energia Eletrobras Termonuclear S.A. (Eletronuclear), Companhia de Geração Térmica de
Energia Elétrica (CGTEE) e Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A. apresentam perdas contínuas em suas
operações, capital de giro negativo e/ou passivo a descoberto, e as coligadas Belo Monte Transmissora de Energia S.A.,
ESBR Participações S.A., Madeira Energia S.A., Norte Energia S.A., Mata de Santa Genebra Transmissão S.A e Teles
Pires Participações S.A. apresentam capital de giro negativo relevante em 31 de dezembro de 2016. As demonstrações
financeiras destas controladas e coligadas foram preparadas pressupondo que elas continuarão em operação. As
demonstrações financeiras consolidadas da Companhia não incluem ajustes que possam decorrer desta incerteza.
Conforme descrito em mais detalhes na Nota 4.XI das demonstrações financeiras consolidadas, a Companhia é ré em duas
ações judiciais coletivas iniciadas nos Estados Unidos da América, sob alegação, dentre outras, de que a Companhia e os
réus individuais sabiam ou deveriam ter conhecimento sobre a alegada fraude cometida contra a Companhia por um cartel
de empreiteiras, bem como subornos e propinas supostamente solicitadas e recebidas pelos empregados da Companhia;
que a Companhia e os réus individuais apresentaram declarações errôneas e omissões em relação à alegada fraude; e que
o preço das ações da Companhia declinou quando a suposta fraude foi divulgada. Embora nenhuma provisão tenha sido
constituída nas demonstrações financeiras consolidadas da Companhia, o resultado final dos processos judiciais podem ter
um efeito adverso relevante sobre a posição financeira consolidada da Companhia, os resultados das operações e fluxos de
caixa no futuro. O prejuízo líquido da Companhia nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2014 e 2015 aumentou em
R$ 154.147 mil e R$ 4.482 mil em decorrência dos custos previamente capitalizados e de baixa de investimento avaliado
pelo método de equivalência patrimonial, representando valores estimados relacionados com as atividades ilícitas que as
subsidiárias da Eletrobras e coligada capitalizaram em excesso na aquisição de imobilizado em períodos anteriores a 2015.
Adicionalmente examinamos, de acordo com as normas do Public Company Accounting Oversight Board (Estados
Unidos), os controles internos da Companhia relativos aos relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2016, com base
em critérios estabelecidos na Internal Control – Integrated Framework (2013) editada pelo Committee of Sponsoring
Organizations of the Treadway Commision (COSO), e nosso relatório datado de 28 de abril de 2017 expressou uma
opinião adversa sobre a efetividade dos controles internos da Companhia relativos aos relatórios financeiros.
/s/ KPMG Auditores Independentes
Rio de Janeiro, Brasil
28 de abril de 2017
F-3
Relatório da firma de auditoria independente registrada
(Este relatório da firma de auditoria independente registrada foi traduzido para fins de conveniência e foi emitido originalmente em inglês
exclusivamente para fins de cumprimento das normas e regulamento da Securities and Exchange Commission - SEC, portanto exclusivamente para
uso no Estados Unidos da América. A KPMG Auditores Independente não se responsabiliza pelo uso deste relatório de fora dos Estados Unidos da
América ou para qualquer outro propósito.)
Ao Conselho de Administração e Acionistas
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras:
Examinamos os controles internos sobre os relatórios financeiros da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras
(“Companhia”) em 31 de dezembro de 2016, com base em critérios estabelecidos na Internal Control - Integrated
Framework (2013) editada pelo Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commision (COSO). A
Administração da Eletrobras é responsável por manter controles internos efetivos sobre os relatórios financeiros e avaliar
a efetividade de seus controles internos sobre os relatórios financeiros, incluídos no anexo “Relatório Anual da
Administração dos Controles Internos sobre os Relatórios Financeiros”. Nossa responsabilidade é expressar uma opinião a
respeito dos controles internos sobre os relatórios financeiros da Companhia com base em nossa auditoria.
Conduzimos nossa auditoria de acordo com as normas do Public Company Accounting Oversight Board (Estados
Unidos). Estas normas requerem o planejamento e a execução da auditoria para obter segurança razoável sobre a
efetividade dos controles internos relativos aos relatórios financeiros foram mantidos em todos os aspectos importantes.
Nossa auditoria incluiu a obtenção de um entendimento dos controles internos sobre os relatórios financeiros, a avaliação
do risco da existência de fraquezas materiais, bem como testes e a avaliação do desenho e efetividade operacional dos
controles internos com base em riscos avaliados. Nossa auditoria também incluiu a realização de outros procedimentos
que consideramos necessários nas circunstâncias. Acreditamos que a nossa auditoria forneça um fundamento razoável
para nossa opinião.
O controle interno sobre os relatórios financeiros da companhia é um processo destinado a fornecer segurança razoável
acerca da confiabilidade dos relatórios financeiros apresentados e a elaboração das demonstrações financeiras para fins
externos, em conformidade com as práticas contábeis adotadas. O controle interno sobre os relatórios financeiros da
Companhia inclui normas e procedimentos que (1) dizem respeito à manutenção de registros que demonstrem, em
detalhes razoáveis, com precisão e propriedade as operações e alienações dos bens da empresa; (2) fornecem segurança
razoável de que as operações são registradas conforme necessário para permitir a elaboração de demonstrações
financeiras, em conformidade com as práticas contábeis adotadas e que as receitas e despesas da empresa estão sendo
feitas somente de acordo com as autorizações da administração e dos diretores da empresa; e (3) fornecem segurança
razoável acerca da prevenção ou detecção oportuna da aquisição, uso ou alienação não autorizada dos ativos da empresa
que teria um efeito material sobre as demonstrações financeiras.
Devido a suas limitações inerentes, o controle interno sobre os relatórios financeiros não pode prevenir ou detectar erros.
Além disso, projeções de qualquer avaliação da efetividade para períodos futuros estão sujeitas ao risco de que os
controles sejam inadequados em função das mudanças nas condições ou que o grau de cumprimento das normas e
procedimentos possa deteriorar-se.
Uma fraqueza material é uma deficiência, ou uma combinação de deficiências, nos controles internos sobre os relatórios
financeiros, de tal forma que há uma possibilidade razoável de que uma distorção relevante nas demonstrações financeiras
anuais ou intermediárias da companhia não será prevenidas ou detectadas em tempo hábil. Fraquezas materiais relativas a
(i) remediações das deficiências de controles internos identificadas em anos anteriores; (ii) processo de preparação de
demonstrações financeiras; (iii) monitoramento adequado dos investimentos em Sociedades de Propósitos Específicos
(SPEs); e (iv) programa de monitoramento de risco, prevenção à corrupção e conformidades foram identificadas e
incluídas na avaliação da Administração. Além disso, auditamos as demonstrações financeiras consolidadas da Eletrobras,
em conformidade com as normas do Public Company Accounting Oversight Board (Estados Unidos). Estas fraquezas
materiais foram consideradas na determinação da natureza, prazo e extensão dos testes de auditoria aplicados em nossa
auditoria das demonstrações financeiras consolidadas de 2016 e este relatório não afeta o nosso relatório de 28 de abril de
2017, que expressou uma opinião sem ressalvas sobre aquelas demonstrações financeiras consolidadas.
Em nossa opinião, devido aos efeitos das fraquezas materiais mencionadas acima a respeito do alcance dos objetivos dos
critérios de controle, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras não mantém controles internos efetivos sobre os
relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2015, baseado nos critérios estabelecidos na Internal Control—Integrated
Framework (2013) editada pelo Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commision (COSO).
Nós não expressamos uma opinião ou qualquer outra forma de asseguração sobre as afirmações da Administração
referenciadas as medidas de correções adotadas após 31 de dezembro de 2016, em relação às fraquezas materiais
mencionadas acima nos controles internos da sobre os relatórios financeiros.
/s/ KPMG Auditores Independentes
Rio de Janeiro, Brasil
28 de abril de 2017
F-5
Relatório de Auditor Independente
Ao Conselho de Administração e Acionistas da Madeira Energia S.A. - MESA
Examinamos o balanço patrimonial consolidado da Madeira Energia S.A. - MESA e sua subsidiária (a “Empresa”) em
31 de dezembro de 2016 e 2015, e as demonstrações de operações consolidadas, perda global, mudanças do patrimônio líquido e dos
fluxos de caixa para cada um dos três anos no período findo em 31 de dezembro de 2016. Estas demonstrações financeiras são de
responsabilidade da administração da Empresa. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações
financeiras com base nas nossas auditorias.
Nossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas de auditoria geralmente aceitas nos Estados Unidos da América e em
conformidade com as normas do Conselho de Supervisão da Contabilidade de Empresas Abertas (Estados Unidos). Essas normas
requerem que nós planejamos e executemos a auditoria para obter uma segurança razoável de que as demonstrações financeiras
estejam livres de declarações inexatas. Uma auditoria inclui o exame, com base em testes, das evidências que suportam os valores e as
informações divulgadas nas demonstrações financeiras. Uma auditoria também inclui a avaliação dos princípios contábeis utilizados e
das estimativas significativas feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação geral das demonstrações financeiras.
Acreditamos que a nossa auditoria proporciona uma base razoável para nossa opinião.
Em nossa opinião, as demonstrações financeiras consolidadas acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos
relevantes, a posição financeira da Madeira Energia S.A. - MESA e sua subsidiária em 31 de dezembro de 2016 e 2015, e os
resultados de suas operações e os seus fluxos de caixa para cada um dos três exercícios findos em 31 de dezembro de 2016, em
conformidade com as Normas Internacionais de Relatório Financeiro como emitidas pelo Conselho Internacional de Normas
Contábeis.
/s/ PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes
PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes
São Paulo - Brasil
28 de abril de 2017
F-6
Relatório da Empresa de Contabilidade Pública Registrada Independente
Para o Conselho de Administração e Acionistas da
CTEEP - Empresa de Transmissão de Energia Elétrica Paulista S.A.
Examinamos as demonstrações consolidadas da posição financeira da CTEEP - Empresa de Transmissão de Energia Elétrica Paulista
S.A. em 31 de dezembro de 2016 e as respectivas demonstrações consolidadas de lucros, resultado abrangente, alterações do
patrimônio líquido e fluxos de caixa do exercício findo naquela data. Estas demonstrações financeiras são de responsabilidade da
administração da Empresa. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras com base nas
nossas auditorias.
Conduzimos nossa auditoria de acordo com as normas do Public Company Accounting Oversight Board (Estados Unidos). Essas
normas requerem que nós planejamos e executemos a auditoria para obter uma segurança razoável de que as demonstrações
financeiras estejam livres de declarações inexatas. Não fomos contratados para realizar uma auditoria do controle interno da Empresa
sobre relatórios financeiros. Nossa auditoria incluiu a consideração do controle interno sobre os relatórios financeiros como base para
a elaboração de procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para expressar uma opinião sobre a
eficácia do controle interno da Empresa sobre relatórios financeiros. Por conseguinte, não expressamos essa opinião. A auditoria inclui
a avaliação, com base em testes, que confirme os valores e as divulgações contidas nas demonstrações contábeis, a avaliação das
práticas contábeis adotadas e estimativas significativas feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação geral das
demonstrações contábeis. Acreditamos que a nossa auditoria proporciona uma base razoável para nossa opinião.
Em nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a
posição financeira consolidada da CTEEP - Empresa de Transmissão de Energia Elétrica Paulista S.A. em 31 de dezembro de 2016 e
os resultados das suas operações e fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, em conformidade com as Normas
Internacionais de Relatório Financeiro como emitidas pelo Conselho International de Normas Contábeis.
ERNST & YOUNG
Auditores Independentes S.S.
CRC-2SP015199/O-6
/s/ Marcos Antonio Quintanilha
Marcos Antonio Quintanilha
Contador CRC-1SP132776/O-3
São Paulo, Brasil
28 de abril de 2017
F-7
Relatório de Auditor Independente
Para o Conselho de Administração e Acionistas
Norte Energia S.A.
Examinamos o balanço patrimonial da Norte Energia S.A. (a “Empresa”) em 31 de dezembro de 2016 e 2015, e as respectivas
demonstrações de resultados, lucros globais, mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para cada um dos dois anos no
período findo naquela data. Estas demonstrações financeiras são de responsabilidade da administração da Empresa. Nossa
responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras com base nas nossas auditorias.
Nossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas de auditoria geralmente aceitas nos Estados Unidos da América e em
conformidade com as normas do Conselho de Supervisão da Contabilidade de Empresas Abertas (Estados Unidos). Essas normas
requerem que nós planejamos e executemos a auditoria para obter uma segurança razoável de que as demonstrações financeiras
estejam livres de declarações inexatas. Uma auditoria inclui o exame, com base em testes, das evidências que suportam os valores e as
informações divulgadas nas demonstrações financeiras. Uma auditoria também inclui a avaliação dos princípios contábeis utilizados e
das estimativas significativas feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação geral das demonstrações financeiras.
Acreditamos que a nossa auditoria proporciona uma base razoável para nossa opinião.
Em nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a
posição financeira da Norte Energia S.A. em 31 de dezembro de 2016 e 2015, e os resultados das suas operações e fluxos de caixa
para cada um dos dois anos no período findo naquela data, em conformidade com as Normas Internacionais de Relatório Financeiro
como emitidas pelo Conselho Internacional de Normas Contábeis.
Brasília - Brasil
26 de abril de 2017
/s/ PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes
PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes
F-8
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRAS E CONTROLADAS
BALANÇOS PATRIMONIAIS CONSOLIDADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016 E 2015
(em milhares de reais ) NOTA 31/12/2016 31/12/2015
ATIVO
CIRCULANTE
Caixa e equivalente de caixa 5 679.668 1.393.973
Caixa restrito 5 1.681.346 647.433
Títulos e valores mobiliários 6 5.497.978 6.842.774
Clientes 7 4.402.278 4.137.501
Ativos financeiros - concessões e Itaipu 17 2.337.513 965.212
Financiamentos e empréstimos 8 3.025.938 3.187.226
Conta de Consumo de Combustível - CCC 25 195.966 195.966
Remuneração de participação societaria 9 318.455 309.360
Tributos a recuperar 10 1.085.520 716.651
Imposto de renda e contribuição social 10 1.086.367 1.475.598
Direitos de ressarcimento 11 1.657.962 2.265.242
Almoxarifado 540.895 631.669
Estoque de combustível nuclear 12 455.737 402.453
Instrumentos financeiros derivativos 43 127.808 21.307
Risco hidrológico 14 109.535 195.830
Ativos mantidos para venda 42 4.406.213 4.623.785
Outros 1.663.473 1.425.416
TOTAL DOS ATIVOS CIRCULANTES 29.272.652 29.437.396
NÃO CIRCULANTE
REALIZÁVEL A LONGO PRAZO
Direitos de ressarcimento 11 7.507.024 8.238.140
Financiamentos e empréstimos 8 10.158.306 14.400.394
Clientes 7 2.079.025 1.833.457
Títulos negociáveis 6 247.235 194.990
Estoque de combustível nuclear 12 675.269 578.425
Tributos a recuperar 10 1.705.414 2.623.186
Imposto de renda e contribuição social 10 2.327.866 3.067.591
Garantias e depósitos vinculados 6.259.272 5.079.707
Conta de Consumo de Combustível - CCC 25 6.919 13.331
Ativos financeiros - Concessões e Itaipu 17 52.749.546 28.416.433
Instrumentos financeiros derivativos 43 100.965 25.004
Adiantamentos para futuro aumento de capital 13 1.617.916 1.215.532
Risco hidrológico 14 457.677 598.161
Outros 1.228.145 1.487.335
87.120.579 67.771.686
INVESTIMENTOS 15
Contabilizado pelo método da equivalência patrimonial 25.173.611 20.685.806
Mantidos pelo valor justo 1.357.923 1.177.260
26.531.534 21.863.066
IMOBILIZADO 16 26.812.925 29.479.479
INTANGÍVEL 18 761.739 935.151
TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE 141.226.777 120.049.383
TOTAL DE ATIVOS 170.499.429 149.486.779
As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras consolidadas
F-9
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRAS E CONTROLADAS
BALANÇOS PATRIMONIAIS CONSOLIDADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016 E 2015, CONTINUAÇÃO
(em milhares de reais)
NOTA 31/12/2016 31/12/2015
PASSIVOS E PATRIMÔNIO LÍQUIDO
CIRCULANTE
Financiamentos e empréstimos 22 5.833.547 4.224.448
Debêntures 23 12.442 357.226
Empréstimo Compulsório 24 48.193 57.630
Fornecedores 20 9.659.301 10.128.507
Adiantamentos de clientes 21 620.781 648.236
Tributos a recolher 26 1.336.089 1.556.578
Imposto de renda e contribuição social 26 606.848 581.344
Remuneração dos acionistas 28 462.891 43.522
Contratos Onerosos 33 1.093.678 9.073
Folha de pagamento 1.188.149 1.018.788
Obrigações de reembolso 11 1.167.503 396.208
Benefícios pós-emprego 29 107.571 114.861
Provisões para contingências 30 1.083.475 590.725
Encargos setoriais 27 647.201 695.400
Arrendamento Mercantil (Leasing) 22 136.662 132.972
Instrumentos financeiros derivativos 43 6.946 20.608
Passivos associados a ativos mantidos para venda 42 5.175.013 5.575.009
Outros 1.952.220 1.948.508
TOTAL DE PASSIVOS CIRCULANTES 31.138.510 28.099.643
NÃO CIRCULANTE
Financiamentos e empréstimos 22 39.786.881 42.173.812
Fornecedores 20 9.782.820 9.449.421
Debêntures 23 188.933 205.248
Adiantamentos de clientes 21 592.215 659.082
Empréstimo Compulsório 24 460.940 466.005
Obrigação de desmobilização de ativos 31 1.402.470 1.201.186
Conta de Consumo de Combustível - CCC 25 482.179 452.948
Provisões para contingências 30 19.645.954 13.556.129
Benefícios pós-emprego 29 2.368.077 1.858.824
Contratos onerosos 33 2.659.305 1.549.412
Obrigações de reembolso 11 1.516.313 2.483.378
Arrendamento Mercantil (Leasing) 43 1.032.842 1.119.183
Concessões a pagar - uso de bem público 63.337 59.644
Adiantamentos para futuro aumento de capital 32 3.310.409 219.294
Instrumentos financeiros derivativos 43 43.685 78.521
Encargos setoriais 27 615.253 462.195
Tributos a recolher 26 1.059.880 900.309
Imposto de renda e contribuição social 26 8.305.606 1.003.796
Outros 1.978.893 1.908.156
TOTAL DE PASSIVOS NÃO CIRCULANTES 95.295.992 79.806.543
PATRIMÔNIO
Capital social 35 31.305.331 31.305.331
Reserva de capital 35 13.867.170 26.048.342
Reservas de lucro 35 3.018.682 - Ajustes de avaliação patrimonial 33.261 39.452
Prejuízos acumulados - (12.339.801 )
Outros resultados abrangentes acumulados
(4.004.625 ) (3.113.481 )
NOTA 31/12/2016 31/12/2015
Valores reconhecidos no OCI classificados como ativos para venda (16.349 ) (6.458 )
Patrimônio líquido atribuível aos proprietários da Empresa 44.203.470 41.933.385
Participações minoritárias (138.543 ) (352.792 )
TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO 44.064.927 41.580.593
TOTAL DE PASSIVOS E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 170.499.429 149.486.779
As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras consolidadas
F-10
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS
E CONTROLADAS
DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DE LUCROS E PREJUÍZOS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE
DEZEMBRO DE 2016, 2015 e 2014
(em milhares de reais )
NOTA 31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 37 60.748.853 32.588.838 30.137.807
CUSTOS OPERACIONAIS
Energia comprada para revenda 40 (11.264.044 ) (10.766.227 ) (10.424.699 )
Despesas sobre a utilização da rede de energia elétrica (1.805.434 ) (1.737.959 ) (1.523.379 )
Combustível para produzir eletricidade (759.826 ) (1.249.836 ) (1.479.633 )
Construção (2.381.630 ) (3.237.537 ) (2.899.648 )
Pessoal, material e serviços 39 (10.363.211 ) (9.495.417 ) (8.485.373 )
Remuneração e ressarcimento (362.702 ) (348.874 ) (386.824 )
Depreciação (1.558.387 ) (1.417.856 ) (1.387.034 )
Amortização (285.398 ) (424.744 ) (390.262 )
Doações e contribuições (219.417 ) (215.116 ) (251.415 )
Provisões/Reversões operacionais 41 (14.867.952 ) (11.586.767 ) (4.663.221 )
Plano de Demissão Voluntária - - (219.299 )
Achados - (15.996 ) (195.127 )
Outros (1.974.327 ) (2.131.954 ) (1.675.350 )
(45.842.328 ) (42.628.283 ) (33.981.264 )
RESULTADO OPERACIONAL ANTES DO
RESULTADO FINANCEIRO 14.906.525 (10.039.445 ) (3.843.457 )
RESULTADO FINANCEIRO
Receita Financeira
Receitas de juros, comissões e taxas 1.154.010 1.128.406 1.071.107
Receitas de aplicações financeiras 1.086.578 1.122.643 1.020.654
Acréscimo moratório sobre energia elétrica 320.836 709.404 323.300
Atualizações monetárias ativas 2.549.308 3.765.236 841.821
Variações cambiais ativas 4.985.602 10.251.948 3.293.940
Remuneração das indenizações - Lei nº 12.783/13 - 115.407 1.018.952
Atualização do ativo regulatório 231.107 229.608 - Ganhos com derivativos 218.714 - 382.614
Outras receitas financeiras 677.235 629.589 747.433
Despesas financeiras
Encargos de dívidas (6.375.836 ) (6.340.459 ) (3.448.734 )
Encargos de arrendamento mercantil (303.381 ) (273.391 ) (279.716 )
Encargos sobre recursos de acionistas (200.857 ) (40.511 ) (87.047 )
Atualizações monetárias passivas (4.149.223 ) (1.362.380 ) (495.680 )
Variações cambiais passivas (4.848.040 ) (10.219.318 ) (2.998.387 )
Atualização do ativo regulatório (174.485 ) (130.502 ) - Perdas com derivativos - (221.666 ) - Outras despesas financeiras (1.100.879 ) (1.063.039 ) (695.632 )
(5.929.311 ) (1.699.025 ) 694.625
LUCRO (PREJUÍZO) ANTES DOS RESULTADOS DE
INVESTIMENTOS PATRIMONIAIS, IMPOSTOS E
CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS 8.977.214 (11.738.470 ) (3.148.832 )
RESULTADOS DE INVESTIMENTOS PELO
MÉTODO DE EQUIVALÊNCIA 38 3.205.511 531.446 (1.308.304 )
LUCRO (PREJUÍZO) ANTES DE IMPOSTOS E
CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS 12.182.725 (11.207.024 ) (4.457.135 )
Imposto de renda e contribuição social circulante 26 (619.044 ) (546.812 ) (82.483 )
Imposto de renda e contribuição social deferido 26 (7.891.775 ) (163.300 ) (1.618.035 )
TOTAL DE IMPOSTO DE RENDA E
CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS (8.510.819 ) (710.112 ) (1.700.518 )
Receita líquida (perda) referente ao exercício 3.671.906 (11.917.136 ) (6.157.653 )
VALOR ATRIBUÍDO AOS PROPRIETÁRIOS DA
EMPRESA 3.584.529 (11.405.085 ) (6.226.206 )
VALOR ATRIBUÍDO A PARTICIPAÇÕES
MINORITÁRIAS 87.377 (512.051 ) 68.553
LUCRO (PREJUÍZO) BÁSICO POR AÇÃO 36 R$ 2,65 R$ (8,43 ) R$ (4,60 )
LUCRO (PREJUÍZO) DILUÍDO POR AÇÃO 36 R$ 2,62 R$ (8,43 ) R$ (4,60 )
As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras consolidadas
F-11
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS
E CONTROLADAS
DEMONSTRAÇÃ DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO CONSOLIDADAS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016, 2015 E 2014
(em milhares de reais)
RESERVAS DE LUCRO
AJUSTES DE
AVALIAÇÃO
PATRIMONIAL
REFLEXO
OUTROS
RESULTADOS
ABRANGENTES
PATRIMÔNIO
LÍQUIDO ATRIBUÍVEL A
CONTROLADORE
S
PATRIMÔNIO
LÍQUIDO NÃO
CONTROLADORES
CAPITAL
SOCIAL
RESERVAS
DE CAPITAL LEGAL ESTATUTÓRIO
GANHOS
RETIDOS
LUCRO
NÃO
REALIZADO
DIVIDENDOS
ADICIONAIS
LUCROS/PREJUÍ
ZOS
ACUMULADOS
TOTAL DO
PATRIMÔNIO
LÍQUIDO
Em 31 de dezembro de 2013 31.305.331 26.048.342 2.233.017 2.989.936 - - 433.962 68.368 - (1.696.858 ) 61.382.098 195.198 61.577.296
Dividendos adicionais (433.962 ) (433.962 ) (433.962 )
Aquisição de investimento - 43.252 43.252 Encargos financeiros - Decreto nº 2.673/98 - -
Ajustes de conversão cumulativos (58.137 ) (58.137 ) (58.137 )
Ajustes de benefícios pós-emprego (407.875 ) (407.875 ) (407.875 )
Valor justo dos instrumentos financeiros disponíveis para venda 77.888 77.888 77.888 Imposto de renda e contribuição social deferidos sobre outros
resultados abrangentes (26.482 ) (26.482 ) (26.482 )
Ajustes de controladas /coligadas (993.232 ) (993.232 ) 1.946 (991.286 )
Instrumentos financeiros derivativos - Hedge (11.412 ) (11.412 ) (11.412 ) Ajustes de avaliação patrimonial (25.421 ) 25.421 - -
Liberação de reservas estatutárias 67.141 (67.141 ) - -
Receita líquida (perda) referente ao exercício (6.226.206 ) (6.226.206 ) 68.553 (6.157.653 ) Dividendos propostos - - -
Compensação não reclamada aos acionistas - prescrita 41.720 41.720 41.720
Aprovação dos dividendos adicionais por Assembleia Geral Ordinária - - -
Perdas de reservas estatutárias (3.031.055 ) 3.031.055 - -
Em 31 de dezembro de 2014 31.305.331 26.048.342 2.233.017 26.022 - - - 42.947 (3.195.151 ) (3.116.108 ) 53.344.400 308.949 53.653.349
Ajustes de conversão cumulativos 67.482 67.482 67.482
Ajustes de benefícios pós-emprego 247.803 247.803 247.803
Valor justo dos instrumentos financeiros disponíveis para venda (113.241 ) (113.241 ) (113.241 )
Imposto de renda e contribuição social deferidos sobre outros resultados abrangentes 38.502 38.502 38.502
Ajustes de controladas /coligadas 2.415 (243.909 ) (241.494 ) (149.690 ) (391.184 )
Instrumentos financeiros - hedge (468 ) (468 ) (468 )
Ajustes de avaliação patrimonial (3.495 ) 3.495 - - Receita líquida (perda) referente ao exercício (11.405.085 ) (11.405.085 ) (512.051 ) (11.917.136 )
Dividendos propostos (26.022 ) (26.022 ) (26.022 )
Compensação não reclamada aos acionistas - decaído 21.508 21.508 21.508 Aprovação dos dividendos adicionais por Assembleia Geral
Ordinária - - -
Absorção de prejuízos (2.233.017 ) 2.233.017 - -
Em 31 de dezembro de 2015 31.305.331 26.048.342 - - - - - 39.452 (12.339.801 ) (3.119.939 ) 41.933.385 (352.792 ) 41.580.593
Ajustes de conversão cumulativos (32.286 ) (32.286 ) (32.286 )
Ajustes de benefícios pós-emprego (178.854 ) (178.854 ) (178.854 )
As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras consolidadas
F-12
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS
E CONTROLADAS
DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DOS RESULTADOS ABRANGENTES PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS
EM 31 DE DEZEMBOR DE 2016, 2015 E 2014
(em milhares de reais )
31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014
Lucro (prejuízo) no exercício 3.671.906 (11.917.136 ) (6.157.653 )
Outros resultados abrangentes (perda) que não podem ser
reclassificados para o lucro ou prejuízo líquido
Ajustes de conversão de moeda estrangeira (32.284 ) 121.353 (42.279 )
Ganhos e perdas atuariais (1.143.119 ) (236.798 ) (971.565 )
Imposto de renda e contribuição social diferido - - (404.332 )
Outros resultados abrangentes (perda) que podem ser
reclassificados para o lucro ou prejuízo líquido
Fluxo de caixa de hedge 11.683 (468 ) (12.320 )
Imposto de renda e contribuição social diferido - - 309
Valor justo dos instrumentos financeiros disponíveis para venda 165.863 (109.493 ) 99.820
Imposto de renda e contribuição social diferido (56.393 ) 37.228 (33.939 )
Resultados abrangentes de controladas, afiliadas e controladas em
conjunto 280.682 33.383 (464.478 )
Imposto de renda e contribuição social diferido 9.296 1.274 411.480
Outros itens em perda abrangente (764.272 ) (153.521 ) (7.574.957 )
Total do resultado abrangente do exercício 2.143.362 (12.224.178 ) (7.574.957 )
Parcela atribuível aos controladores 1.929.113 (11.562.437 ) (7.643.510 ) Parcela atribuível aos não controladores 214.249 (661.741 ) 68.553
2.143.362 (12.224.178 ) (7.574.957 )
As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras consolidadas
F-13
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS
E CONTROLADAS
DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2016, 2015 E
2014
(em milhares de reais)
FLUXO DE CAIXA DE ATIVIDADES OPERACIONAIS 31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014
Resultado antes do imposto de renda e contribuição social 12.182.725 (11.207.024 ) (4.457.135 )
Ajustes para reconciliar o lucro líquido (prejuízo) com
o caixa líquido gerado pelas atividades operacionais:
Depreciação e amortização 1.843.785 1.842.600 1.777.296
Variações monetárias líquidas 1.599.915 (914.656 ) (1.329.742 )
Variações cambiais líquidas (137.562 ) 863.808 291.510
Encargos financeiros 5.525.207 2.001.687 (109.124 )
Receitas de ativos financeiros 37 (29.406.261 ) (838.087 ) (714.409 )
Resultado da equivalência patrimonial 38 (3.205.511 ) (531.446 ) 1.308.304
) Provisões (reversão) para créditos de liquidação
duvidosa
41 351.673 658.679 (122.662 )
Provisão (reversão) para contingências 41 3.994.158 2.932.120 7.797.129
Provisão (reversão) para redução ao valor recuperável de
ativos
41 5.681.017 5.830.959 16.903
Provisões (reversões) de contratos onerosos 41 2.194.498 366.477 (1.800.401 )
Provisão para plano de demissão voluntário 41 - - 219.299
Impairment (reversão) para perdas de investimentos 41 1.479.088 489.753 (1.414.171 )
Reversão da perda de impairment de ativos financeiros 41 - - (791.868 )
Perdas de impairment em ativo imobilizado 41 - 235.064
Provisão ambientais 41 - 104.904
Provisão (estorno) risco hidrológico - GSF 41 (451.340 ) 451.340 - Provisão CCC - ANEEL 41 741.623 - - Taxas sobre a reserva global de reversão 220.420 253.348 308.167
Ajuste a valor justo/valor de mercado 28.864 157.066 170.509
Participação dos acionistas minoritários (132.389 ) 775.835 (103.868 )
Juros sobre recursos de acionistas 200.857 40.511 87.047
Derivativos (218.714 ) 221.666 (392.354 )
Resultados da investigação - 15.996 195.127
Outros 732.229 333.761 513.693
(8.958.443 ) 14.951.417 6.246.352
Mudanças em:
Clientes (583.469 ) 130.905 (441.152 )
Títulos e valores mobiliários 1.292.551 (2.886.138 ) 2.366.099
Direitos de ressarcimento 11 1.338.396 (700.320 ) 2.991.052
Almoxarifado 12 90.774 (119.055 ) 133.229
Estoque de combustível nuclear (150.128 ) 20.930 (150.590 )
Ativo financeiro- concessões e Itaipu 1.036.633 1.886.785 136.864
Ativos mantidos para venda 217.572 (4.623.785 ) - Risco hidrológico 226.779 (342.651 ) - Outros 215.588 357.948 (317.166 )
3.684.696 (6.275.381 ) 4.718.336
Fornecedores (156.294 ) 3.094.034 7.669.536
Adiantamentos de clientes 21 (61.195 ) (57.349 ) (53.898 )
Arrendamento Mercantil (82.651 ) (74.506 ) (67.166 )
Obrigações estimadas 80.116 (165.866 ) (153.105 )
Obrigações de ressarcimento 11 (888.864 ) 2.491 (7.534.600 )
Encargos setoriais 27 104.859 (382.423 ) 29.997
Passivos associados a ativos detidos para venda (399.996 ) 5.575.009 - Outros 71.559 1.152.395 (383.602 )
(1.332.466 ) 9.143.785 (492.838 )
Caixa proveniente das atividades operacionais 5.576.512 6.612.797 6.014.715
Pagamento de encargos financeiros (3.766.612 ) (2.805.404 ) (1.222.341 )
Pagamento de reserva global de reversão (138.869 ) (952.355 ) (216.209 )
Recebimento de receita anual permitida 1.226.501 965.764 703.266
Recebimento de indenizações de ativos financeiros - 4.027.661 2.773.092
Recebimento de encargos financeiros 1.122.490 1.113.278 172.000
Pagamento de imposto de renda e contribuições sociais (1.229.862 ) (610.223 ) (667.150 )
Recebimento de remuneração de investimentos em
participações societárias
694.003 412.874 106.232
Pagamento de previdência complementar (229.766 ) (201.469 ) (387.296 )
Pagamento de contingências 30 (739.361 ) (904.505 ) (1.177.462 )
Depósitos judiciais (626.298 ) (677.944 ) (906.386 )
Caixa líquido das atividades operacionais 1.888.738 6.980.474 5.192.461
ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO
Empréstimos e financiamentos obtidos 3.638.561 7.543.513 7.410.882
Pagamento de empréstimos e financiamentos - principal (4.543.612 ) (5.381.995 ) (3.238.117 )
Pagamento de remuneração aos acionistas (5.790 ) (23.056 ) (814.993 )
Pagamento de refinanciamento de impostos e
contribuições - principal
(132.879 ) (117.058 ) (103.785 )
Adiantamento para futuro aumento de capital 2.906.180 - - Recursos da Reserva Global de Reversão para repasse 1.007.112 - - Outros 1.191 (2.431 ) 49
Caixa líquido das atividades de financiamento 2.870.763 2.018.973 3.254.036
ATIVIDADES DE INVESTIMENTO
Empréstimos e financiamentos (242.154 ) (751.524 ) (255.379 )
Empréstimos e financiamentos 2.398.790 2.539.101 506.264
Aquisição de ativo imobilizado (1.691.089 ) (4.139.891 ) (2.801.858 )
Aquisição de ativos intangíveis (79.076 ) (384.307 ) (117.046 )
Aquisição de ativos de concessão (1.910.773 ) (3.153.701 ) (3.262.535 )
Aquisição/aporte de capital em participações societárias (3.272.685 ) (2.433.066 ) (3.903.911 )
Concessão de adiantamento para futuro aumento de
capital
(622.688 ) (737.631 ) (906.024 )
Fluxo de caixa líquido de aquisição de subsidiária - - 159.703
Outros (54.131 ) 48.467 (56.216 )
Caixa líquido das atividades de financiamento (5.473.806 ) (9.012.552 ) (10.637.002 )
Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa (714.305 ) (13.105 ) (2.190.505 )
Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 5 1.393.973 1.407.078 3.597.583
Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 5 679.668 1.393.973 1.407.078
As notas explicativas são partes integrantes das demonstrações financeiras consolidadas
F-14
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A.
Eletrobras
(Sociedade de Capital Aberto)
CNPJ 00.001.180/0001-26
Notas às demonstrações financeiras consolidadas para os exercícios findos
31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014
(Em milhares de reais )
NOTA 1 - CONTEXTO OPERACIONAL
A Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras ou Empresa) é uma sociedade de capital aberto, com sede em Brasília - DF - Setor
Comercial Norte, Quadra 6, Conjunto A, Bloco A - Ed. Venâncio 3000, Asa Norte, registrada na Comissão de Valores Mobiliários
(CVM) e na Comissão de Valores Mobiliários dos EUA (SEC), com ações negociadas nas Bolsas de São Paulo (BOVESPA) no
Brasil, Madri (LATIBEX) na Espanha e Nova Iorque (NYSE) nos Estados Unidos da América. A Empresa é uma sociedade anônima
subsidiária pelo Governo Federal. Ela tem como objeto social a realização de estudos, projetos, construção e operação de usinas
geradoras, linhas de transmissão e distribuição de energia elétrica, bem como a celebração de atos de comércio decorrentes dessas
atividades. Além disso, tem como objetivo fornecer financiamento, fornecer garantias no Brasil e no exterior, para as empresas de
serviços públicos de eletricidade e que estão sob o seu controle e em favor de entidades de pesquisas técnico-científicas; promover e
apoiar a pesquisa de interesse para o setor da eletricidade, nomeadamente em atividades de geração, transmissão e distribuição, bem
como a realização de estudos sobre a utilização de áreas de captação de água para múltiplos fins; contribuir para a formação do
pessoal técnico necessário ao setor elétrico brasileiro, bem como na preparação de trabalhadores qualificados por meio de cursos de
especialização e também pode conceder aos estabelecimentos de ensino do país ou bolsas de estudo no exterior e fazer acordos com
entidades que colaboram na formação de pessoal técnico especializado; colaborar, técnica e administrativamente, com as empresas em
relação a qual ela participa e com o Ministério de Minas e Energia.
:A Companhia exerce a função de holding, gerindo investimentos em participações societárias, detendo o controle acionário direto em
seis empresas de geração e/ou transmissão de energia elétrica, abaixo relacionadas
• Furnas Centrais Elétricas S.A. (FURNAS);
• Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (ELETRONORTE);
• Empresa Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF);
• ELETROSUL Centrais Elétricas S.A.;
• Eletrobras Termonuclear S.A. (ELETRONUCLEAR); e
• Empresa de Geração Térmica de Energia Elétrica (CGTEE).
Além do controle da geração e/ou transmissão das empresas de energia elétrica, como listado acima, a Empresa detém uma
participação de controle direto em sete empresas de distribuição de energia elétrica:
F-15
• Boa Vista Energia S.A. (Boa Vista);
• Empresa de Eletricidade do Acre (Eletroacre);
• Centrais Elétricas de Rondônia (Ceron);
• Empresa Energética de Alagoas (Ceal);
• Empresa Energética do Piauí (Cepisa);
• CELG Distribuição S.A. (CELG D); e
• Amazonas Distribuidora de Energia S.A. (Amazonas D).
Em 31 de dezembro de 2015, a Empresa classificou os ativos e passivos da subsidiária CELG D como um ativo mantido para venda,
uma vez que a Empresa foi comprometida com a venda da participação de controle nessa subsidiária, confirmada em leilão de
privatização em 30 de novembro de 2016. Esta venda foi concluída em 14 de fevereiro de 2017, quando foi assinado o Contrato de
Compra de Ações da CELG D entre a Eletrobras, a Empresa Celg de Participações (CELGPAR) e a ENEL BRASIL S/A, de acordo
com o cronograma estabelecido. Mais informações estão disponíveis na Nota 42.
Em 22 de julho de 2016, durante a 165ª Assembleia Geral Extraordinária, deliberou-se não renovar as concessões das controladas de
distribuição de energia elétrica do Grupo Eletrobras. Nessa Assembleia Geral Extraordinária, deliberou-se transferir o controle
majoritário, até 31 de dezembro de 2017, das empresas distribuidoras da Eletrobras, desde que, antes da transferência da distribuidora
para seu novo proprietário, a empresa de distribuição receba do Governo Federal, ou através de tarifas, todos os recursos e
remunerações necessários para operar, manter e fazer investimentos relacionados aos serviços de utilidade pública de cada empresa
distribuidora. (Ver Nota 2)
Em 1 de julho de 2015, a subsidiária Amazonas Energia iniciou no processo de separação, onde as atividades de geração e transmissão
de energia elétrica, até então fornecidos pela Amazonas Distribuidora, foram separadas da sua atividade de distribuição. Assim, uma
nova empresa foi criada na Eletrobras, chamada Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A. (“Amazonas GT”), sob o controle
direto da Amazonas D. A segunda fase do processo de separação, que ainda está em curso, irá concluir a reestruturação corporativa.
A Empresa ainda detém o controle majoritário da Eletrobras Participações S.A. (Eletropar). Além disso, detém participações
societárias na Itaipu Binacional (Itaipu) (através de um sistema de controle conjunto conforme o Tratado Internacional assinado pelos
Governos do Brasil e do Paraguai), Inambari Geração de Energia S.A. e Rouar S.A. (através de um sistema de controle conjunto com
a empresa uruguaia estatal Usinas y Transmisiones Eléctricas [UTE]).
A Empresa é uma controladora indireta ou participa de um papel minoritário direta ou indiretamente em uma série de outras empresas
nos segmentos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica (ver Nota 15).
A comercialização da energia gerada é baseada em dois ambientes distintos de mercado, sendo um regulado (energia destinada a
concessionárias de distribuição) e outro caracterizado por contratos livremente celebrados (mercado livre). A Lei nº 10.848, de 15 de
março de 2004, prevê a diferenciação entre a energia proveniente de novos empreendimentos e de empresas existentes, determinando
a realização de leilões distintos para cada um desses mercados.
A Empresa está autorizada, diretamente ou através de suas coligadas ou controladas, a associar-se, com ou sem aporte de recursos,
para estabelecer consórcios empresariais ou participação em sociedades, com ou sem poder de controle estrangeiro, direta ou
indiretamente destinado para a exploração da produção ou transmissão ou distribuição de energia elétrica.
F-16
Além disso, a Empresa é responsável pela gestão setorial de recursos, representada pela Reserva de Reversão Global (RGR), Conta de
Desenvolvimento Energético (CDE) e Conta de Consumo de Combustível (CCC). Estes programas de fundos de financiamento do
Governo Federal para a universalização do acesso à energia elétrica, eficiência de iluminação pública, incentivos para fontes
alternativas de energia elétrica, conservação de energia elétrica e aquisição de combustíveis fósseis utilizados nos sistemas isolados de
geração de energia elétrica, cujos movimentos financeiros não afetam o resultado da Empresa (exceto para a taxa administrativa em
certos Fundos).
A Medida Provisória nº 735, de 23 de junho de 2016, estabeleceu que as atividades relacionadas à gestão e administração do setor se
destinam à Reserva Global de Reversão (RGR), à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e à Conta de Consumo de
Combustível (CCC), pelas quais a Eletrobras tem sido responsável até agora, serão transferidos para a Câmara de Comércio de
Energia Elétrica (CCEE). Em 17 de novembro de 2016, esta medida provisória foi convertida na Lei 13.360, estabelecendo que até 30
de abril de 2017 as atividades relativas à gestão e administração desses fundos serão transferidas para a Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica (CCEE).
Com a transferência dessas atividades para a CCEE, a Eletrobras continuará a se dedicar, com foco mais exclusivo, aos seus negócios
de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, aderindo à sua visão estratégica de atuar nos mercados de
energia de forma abrangente, rentável e sustentável.
A Empresa também atua como agente de marketing de energia elétrica para a Itaipu Binacional e para os agentes participantes do
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) e do Programa Nacional de Conservação de
Eletricidade (PROCEL).
A emissão das demonstrações financeiras consolidadas foi autorizada pelo Conselho de Administração, em 28 de abril de 2017.
NOTA 2 - CONCESSÕES DE ENERGIA ELÉTRICA DE SERVIÇO PÚBLICO
A Eletrobras, por meio de suas controladas e Itaipu, detém 46,908 GW* de capacidade instalada, 70.148 mil quilômetros* de linhas de
transmissão e sete distribuidores que atendem a aproximadamente 7 milhões de consumidores.
A Empresa, através de suas controladas ou investidas minoritárias, detém várias concessões de energia elétrica de serviço público,
para o qual os detalhes, capacidade instalada e datas de vencimento estão listados abaixo:
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.
F-17
I - Concessões em O&M - renovada - Lei nº 12.783/13
• Geração de energia elétrica e autorização
Concessões em O&M
Concessões/Licenças Localização
Capacidade Instalada (MW)* Vencimento
UHE Paulo Afonso I BA 180 31/12/2042
UHE Paulo Afonso II BA 443 31/12/2042
UHE Paulo Afonso III BA 794 31/12/2042
UHE Paulo Afonso IV BA 2.462 31/12/2042
UHE Apolônio Sales BA 400 31/12/2042
UHE Luiz Gonzaga (Itaparica) BA 1.480 31/12/2042
UHE Xingó SE 3.162 31/12/2042
UHE Furnas MG 1.216 31/12/2042
UHE Luiz Carlos Barreto de Carvalho SP/MG 1.050 31/12/2042
UHE Marimbondo SP/MG 1.440 31/12/2042
UHE Porto Colômbia SP/MG 320 31/12/2042
UHE Funil MG 216 31/12/2042
UHE Corumbá I GO 375 31/12/2042
UHE Serra da Mesa GO 1.275 12/11/2039
UHE Funil BA 30 31/12/2042
UHE Pedra BA 20 31/12/2042
UHE Boa Esperança PI 237 31/12/2042
UHE Coaracy Nunes AP 78 31/12/2042
* Informações não auditadas pelos auditores independentes
Transmissão de energia elétrica
Contrato Detentor Período (anos) Vencimentos
057/2001 Eletrosul 30 31/12/2042
058/2001 Eletronorte 30 31/12/2042
061/2001 Chesf 30 31/12/2042
062/2001 Furnas 30 31/12/2042
(*) Não auditadas pelos auditores independentes.
F-18
II - Principais Concessões de Exploração
• Geração de energia elétrica e autorização
Concessões de Exploração - GERAÇÃO
Concessões/Licenças Localização
Capacidade Instalada (MW)(*)
Ano de Concessão
UHE Sobradinho BA 1050,30 2022
UTE Camaçari BA 346,80 2027
UHE Belo Monte (12) PA 11233,10 2045
UHE Tucuruí PA 8535 2024
UHE Samuel RO 216,75 2029
UTE Rio Madeira RO 119,35 2018
UTE Santana AP 177,74 2019
UTE Santarém PA 14,76 2034
UTE Electron (7) AM 121,10 2020
UHE Dardanelos MT 261 2042
UHE Mauá PR 177,90 2042
UHE Jirau (1) RO 3750 2043
UTE Presidente Médici - Candiota I e II (2) RS 446 2015
UTE Candiota III RS 350 2041
UTE Tabatinga (13) AM 316,40 2016
UTE Belem de Simões (13) AM 316,40 2016
UHE Balbina AM 249,75 2027
UHE Aparecida AM 282,50 2020
UTE Mauá AM 409,50 2020
UTE Santa Cruz (6) RJ 500 2015
UHE Mascarenhas de Moraes MG 476 2023
UHE Itumbiara MG/GO 2082 2020
UHE Manso MT 212 2035
UHE Simplício/Anta RJ/MG 305,70 2041
UHE Peixe Angical TO 498,75 2036
UHE Baguari (11) MG 140 2041
UHE Foz do Chapecó Uruguai 855 2036
UTN Angra I RJ 640 2024
UTN Angra II RJ 1350 2041
UTN Angra III RJ 1405 40 anos
UHE Piloto (5) BA 2 2015
UHE Araras (5) CE 4 2015
UHE Curemas PB 3,52 2024
EOL São Pedro do Lago BA 30 2046
EOL Pedra Branca BA 30 2046
EOL Sete Gameleiras BA 30 2046
EOL Caiçara I RN 27 2047
EOL Junco I RN 24 2047
EOL Junco II RN 24 2047
EOL Caiçara II RN 18 2047
EOL Casa Nova BA 180 2043
EOL Casa Nova II BA 28 2049
F-19
Concessões de Exploração - GERAÇÃO
Concessões/Licenças Localização
Capacidade Instalada (MW)(*)
Ano de Concessão
EOL Casa Nova III BA 24 2049
EOL Baraúnas I BA 32,90 2049
EOL Morro Branco I BA 32,90 2049
EOL Mussambê BA 32,90 2049
EOL Santa Joana XI PI 29,60 2049
EOL Santa Joana XVI PI 28,90 2049
EOL Santa Joana X PI 29,60 2049
EOL Santa Joana XIII PI 29,60 2049
EOL Santa Joana XII PI 28,90 2049
EOL Santa Joana XV PI 28,90 2049
EOL Santa Joana IX PI 29,60 2049
EOL Acauã Energia BA 12 2049
EOL Arapapá Energia BA 10 2049
EOL Angical 2 BA 14 2049
EOL Teiú 2 BA 14 2049
EOL Caititú 2 BA 14 2049
EOL Carcará BA 10 2049
EOL Corrupião 3 BA 14 2049
EOL Caititú 3 BA 14 2049
EOL Papagaio BA 18 2049
EOL Coqueirinho 2 BA 20 2049
EOL Santa Joana IV PI 27,20 2049
EOL Serra das Vacas I PE 23,92 2049
EOL Santa Joana V PI 28,90 2049
EOL Serra das Vacas II PE 22,30 2049
EOL Serra das Vacas III PE 22,24 2049
EOL Serra das Vacas IV PE 22,30 2049
EOL Santa Joana III PI 29,60 2049
EOL Santa Joana I PI 28,90 2049
EOL Santo Augusto IV PI 28,90 2049
EOL Santa Joana VII PI 28,90 2049
EOL Tamanduá Mirim 2 BA 24,00 2049
EOL Banda de Couro BA 32,90 2049
EOL Baraúnas II BA 25,90 2049
UHE CuruáUna PA 30,30 2028
UTE Rio Acre AC 45,49 2025
UTE Rio Branco I AC 18,65 2020
UTE Rio Branco II AC 32,75 2020
UTE Senador Arnon Afonso Farias RR 85,99 2024
UTE Serra do Navio SE 23,30 2037
EOL Miassaba 3 RN 68,47 2045
EOL Rei dos Ventos 3 RN 60,12 2045
UHE Passo São João RS 77 2041
UHE São Domingos MS 48 2037
PCH Barra do Rio Chapéu SC 15,20 2034
F-20
Concessões de Exploração - GERAÇÃO
Concessões/Licenças Localização
Capacidade Instalada (MW)(*)
Ano de Concessão
PCH João Borges SC 19 2035
PCH Coxilha Rica (4) SC 18 2042
PCH Santo Cristo (3) SC 19,50 2042
EOL Capão do Inglês RS 10 2049
EOL Coxilha Seca RS 30 2049
EOL Galpões RS 8 2049
EOL Chuí I RS 24 2047
EOL Chuí II RS 22 2047
EOL Chuí IV RS 22 2047
EOL Chuí V RS 30 2047
EOL Chuí VI RS 24 2047
EOL Chuí VII RS 22 2047
EOL Chuí 09 RS 17,90 2049
EOL Cerro Chato IV (10) RS 10 2047
EOL Cerro Chato V (10) RS 12 2047
EOL Cerro Chato VI (10) RS 24 2047
EOL Cerro dos trindades (10) RS 8 2047
EOL Ibirapuitã RS 24 2047
EOL Verace 24 RS 19,70 2049
EOL Verace 25 RS 7,20 2049
EOL Verace 26 RS 14,30 2049
EOL Verace 27 RS 16,10 2049
EOL Verace 28 RS 12,50 2049
EOL Verace 29 RS 17,90 2049
EOL Verace 30 RS 17,90 2049
EOL Verace 31 RS 9 2049
EOL Verace 34 RS 14,30 2049
EOL Verace 35 RS 12,50 2049
EOL Verace 36 RS 21,50 2049
EOL Geribatu I RS 20 2047
EOL Geribatu II RS 20 2047
EOL Geribatu III RS 26 2047
EOL Geribatu IV RS 30 2047
EOL Geribatu V RS 30 2047
EOL Geribatu VI RS 18 2047
EOL Geribatu VII RS 30 2047
EOL Geribatu VIII RS 26 2047
EOL Geribatu IX RS 30 2047
EOL Geribatu X RS 28 2047
Megawatt Solar SC 0,93 -
EOL Cerro Chato I RS 30 2045
EOL Cerro Chato II RS 30 2045
EOL Cerro Chato III RS 30 2045
UTE São Jerônimo (7) RS 20 2015
UTE Nutepa (7) RS 24 2015
F-21
Concessões de Exploração - GERAÇÃO
Concessões/Licenças Localização
Capacidade Instalada (MW)(*)
Ano de Concessão
UTE Cidade Nova (7) AM 29,70 2015
UTE Iranduba AM 50 2020
UTE Distrito (7) AM 124,70 2015
UTE São José AM 50 2017
UTE Flores AM 95,40 2017
UTE Roberto Silveira RJ 30 2027
UHE Batalha MG/GO 52,50 2041
UHE Retiro Baixo MG 82 2041
Três Irmãos Tietê 807,50 2044
Serra do Facão GO 212,58 2036
EOL Rei dos Ventos 1 RN 58,45 2045
EOL Famosa I RN 22,50 2047
EOL Pau Brasil CE 15 2047
EOL Rosada RN 30 2048
EOL São Paulo CE 17,50 2047
EOL Bom Jesus CE 18 2049
EOL Cachoeira CE 12 2049
EOL Pitimbu CE 18 2049
EOL Jandaia CE 28,80 2047
EOL Jandaia I CE 19,20 2047
EOL São Caetano CE 25,20 2049
EOL São Caetano I CE 18 2049
EOL São Clemente CE 19,20 2047
EOL São Galvão CE 18 2049
EOL Carnaúba I RN 22 2049
EOL Carnaúba II RN 18 2049
EOL Carnaúba III RN 16 2049
EOL Carnaúba V RN 24 2049
EOL Cervantes I RN 16 2049
EOL Cervantes II RN 12 2049
EOL Punaú I RN 24 2049
EOL Arara Azul RN 27,50 2049
EOL Bentevi RN 15 2049
EOL Ouro Verde I RN 27,50 2049
EOL Ouro Verde II RN 30 2049
EOL Ouro Verde III RN 25 2049
EOL Santa Rosa CE 20 2049
EOL Uirapuru CE 28 2049
EOL Ventos de Angelim CE 24 2049
EOL Serra do Mel I RN 28 2049
EOL Serra do Mel II RN 28 2049
EOL Serra do Mel III RN 28 2049
EOL Itaguaçu da Bahia BA 28 2049
EOL Ventos de Santa Luiza BA 28 2049
EOL Ventos de Santa Madalena BA 28 2049
F-22
Concessões de Exploração - GERAÇÃO
Concessões/Licenças Localização
Capacidade Instalada (MW)(*)
Ano de Concessão
EOL Ventos de Santa Marcella BA 28 2049
EOL Ventos de Santa Vera BA 28 2049
UHE Santo Antônio (Mesa) (11) BA 417,2 2043
UHE Santo Antônio Mesa (8) BA 3150,80 2043
EOL Ventos de Santo Antônio BA 28 2049
EOL Ventos de São Bento BA 28 2049
EOL Ventos de São Cirilo BA 28 2049
EOL Ventos de São João BA 28 2049
EOL Ventos de São Rafael BA 28 2049
EOL São Januário CE 19,20 2047
EOL Nsa Sra de Fátima CE 28,80 2047
UHE Sinop MT 400 2049
UHE São Manoel PA 700 2049
EOL Brasventos Eolo RN 58,45 2045
UHE Teles Pires (9) PA/MT 1819,80 2046
(1) Em 22 de novembro de 2016, foram contratadas as últimas Unidades Geradoras. Em 16 de dezembro de 2016, a UHE Jirau foi
inaugurada com sua capacidade completa instalada.
(2) Os contratos de venda de energia relativos à Usina Presidente Médici foram concluídos em 31 de dezembro de 2016. A CGTEE
procedeu à desconexão da Fase B da referida Usina, iniciando em 01/03/17. A Fase A deve ser desativada em dezembro de 2017.
(3) Atualmente na fase de Licenciamento de Instalação, para iniciar operações 22 meses após a emissão da Licença de Instalação.
(4) Início da construção e operação indeterminada devido ao parecer negativo do Instituto Nacional de Patrimônio Histórico e
Artístico.
(5) Usinas não operacionais com contrato de concessão vencida, aguardando autorização da ANEEL para dissolução do contrato.
(6) Concessão de usina ainda não estendida.
(7) Usina desativada.
(8) Em 31/12/2016, havia 44 geradores operados comercialmente com um total de 50 usinas.
(9) Em agosto de 2016, foi concluída a implementação da UHE Teles Pires, como uma SPE, com lançamento comercial das três
últimas unidades de produção, com capacidade instalada de 1.819,80 MW (*).
(10) A suspensão da exploração dos parques eólicos está sendo analisada pelos tribunais, devido ao acidente ocorrido em dezembro de
2014.
(11) Projetos ainda sendo implementados.
(12) Usina em operação parcial.
(13) Portaria do Ministério de Minas e Energia nº 25, de 11 de fevereiro de 2016, autorizando a leasing de locais de serviço dos
sistemas isolados atendidos pela Amazonas D.
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.
F-23
O contrato de concessão nº 067/2000, de UTEs Presidente Médici (Fases A e B), São Jerônimo e Nutella, de propriedade da
subsidiária CGTEE, terminou em 7 de Julho de 2015.
Conforme estabelecido no contrato de concessão e na legislação aplicável, a subsidiária CGTEE formalizou, no tempo apropriado, o
interesse em renovar a concessão dessas plantas.
Até a presente data, o Concedente não tem uma posição final sobre a solicitação da subsidiária e, portanto, até o final do processo, a
subsidiária CGTEE vai continuar a explorar estas unidades sob os mesmos termos do atual contrato de concessão. O Concedente não
forneceu um prazo estimado para concluir este processo.
A decisão sobre a renovação da concessão deve ser objeto de análise pela subsidiária CGTEE, após apresentação da posição pelo
poder Concedente.
II.I - Geração sob Administração Especial
Em 2 de julho de 2016, a propriedade das pequenas usinas hidrelétricas que estavam sob administração especial de Furnas, nos termos
da Lei nº 12.783/2013, foi transferida para a Cemig Geração e Transmissão S.A. por meio de aditivos aos contratos de concessão
nº 014/2016 e 012/2016.
Empresas de Geração sob Administração Especial de acordo com a Lei nº 12.783/2013
Concessões/Licenças
Capacidade Instalada (MW) (*) Ano de Concessão
Dona Rita 2,41 06/2013
Sinceridade 1,42 04/2013
Neblina 6,47 04/2013
Ervália 6,97 07/2015
Coronel Domiciano 5,04 07/2015
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.
F-24
III - Transmissão de Energia Elétrica
Contrato Nome % KM SE Localização
Vigência (anos) Expiração
002/2006 INTESA - Integração Transmissora de 12,00 % 695,0 - TO/GO 30 2036
004/2010 TDG - Transmissora Delmiro Gouveia S.A. 49,00 % 156,0 - MA/CE 30 2040
005/2004 STN - Sistema de Transmissão Nordeste 49,00 % 546,0 - PI/CE 30 2034
005/2007 LT Funil - Itapebi, C3 100 % 223,0 - BA 30 2037
005/2008 LT Jardim - Penedo - 230 kV, C1 100 % 110,0 - SE/AL 30 2038
005/2012
LT Jardim - Nossa Senhora do Socorro -
230 kV; LT Messias - Maceió II - 230 kV;
SE Nossa Senhora do Socorro 230/69 kV;
SE Maceió II, 100 % 21,3 - SE/AL/BA 30 2042
006/2004
SE Elev. Usina de Curemas; SE Elev.
Usina Term. Camaçari; SE Elev. Usina de
Sobradinho 100 % - 1 PB/BA 30 2027
006/2009
LT Pirapama II - Suape II - 230 kV, C1, C2;
LT Suape III - Suape II - 230 kV, C1, C2;
SE Suape II - 500/230 kV (600 MVA ); SE
Suape III - 230/69 kV 100 % 49 - PE 30 2039
007/2005
LT Milagres - Tauá - 230 kV, C1; SE
Tauá II - 230 kV 100 % 208,1 1 CE 30 2035
007/2010 SE Camaçari IV - 500/230 kV 100 % 1 BA 30 2040
008/2005 LT Milagres - Coremas - 230 kV, C2 100 % 119,8 - CE/PB 30 2035
008/2011 Extremoz Transmissora do Nordeste - 100 % 285 - RN/PB 30 2041
009/2011
LT Morro do Chapéu II - Irecê - 230 kV;
SE Morro do Chapéu II 230 kV 100 % 65 1 BA 30 2041
010/2007 LT Ibicoara - Brumado - 230 kV, C1 100 % 94,5 - BA 30 2037
010/2008 Marumbi Transmissora de Energia S.A. 19,50 % 559,0 - PA/AM 30 2038
010/2011
LT Paraíso - Lagoa Nova II - 230 kV; SE
Lagoa Nova II 230 kV; SE Ibiapina II
230 kV 100 % 65,4 2 RN/CE 30 2041
012/2007
LT Paraíso - Açu II - 230 kV, C2; LT
Picos - Tauá II - 230 kV, C1 100 % 316 - PI/CE/RN 30 2037
013/2010 SE Arapiraca III - 230/69 kV 100 % - 1 AL 30 2040
014/2008
LT 230 kV Eunápolis - Teixeira de Freitas
II, C1; SE Teixeira de Freitas II -
230/138 kV 100 % 145 1 BA 30 2038
014/2010 SE Pólo 230/69 kV 100 % - 1 BA 30 2040
015/2009 Interligação Elétrica do Madeira S.A. 24,50 % 2.375 RO/SP 30 2039
015/2012
LT Camaçari IV - Pirajá - 230 kV; LT
Pituaçu - Pirajá - 230 kV; SE Pirajá
230/69 kV 100 % 50 1 BA 30 2042
017/2009
LT Paulo Afonso III - Zebu II - 230 kV,
C1, C2; LT Pau Ferro - Santa Rita II -
230 kV; SE Santa Rita II - 230/69 kV; SE
Zebu - 230/69 kV; SE Natal III - 100 % 107,5 3
PE/PB/AL/R
N 30 2039
F-25
Contrato Nome % KM SE Localização Vigência
(anos) Expiração
017/2011
LT Teresina II - Teresina III - 230 kV;
SE Teresina III a 230/69 kV 100 % 26 1 PI 30 2041
017/2012
SE Mirueira II 230/69 Kv; SE Jaboatão
II 230/69 kV 100 % - 2 PE 30 2042
018/2009
LT Eunápolis - Teixeira de Freitas II -
230 kV, C2 100 % 152 - BA 30 2039
018/2011 LT Recife II - Suape II - 500 kV - C2 100 % 44 - PE 30 2041
018/2012
LT Mossoró II - Mossoró IV - 230 kV;
LT Ceará-Mirim II - Touros II - 230 kV;
LT Russas II - Banabuiu C2- 230 kV; SE
Touros II, 230 kV; SE Mossoró IV,
230 kV 100 % 206,2 2 RN 30 2042
019/2010
LT C. Mirim II - João Camara II –
230 kV, C1; LT Extremoz II - C. Mirim
- 230 kV, C1; LT Paraíso - Açu II –
230 kV, C3; LT Paraíso - Açu II –
230 kV, C3; LT Açu II - Mossoró II -
230 kV, C2; SE Extremoz II - 230 kV;
SE João Câmara - 230 kV 100 % 298,9 2 RN 30 2040
019/2011
LT Camaçari IV - Sapeaçu - 500 kV; LT
Sapeaçu - Sto. Antonio de Jesus –
230 kV 100 % 136 - RN 30 2041
019/2012
LT Igaporã II - Igaporã III - 230 kV, C1,
C2; LT Igaporã III - Pindaí II - 230 kV;
SE Igaporã III 500/230 kV; SE Pindaí II
230 kV 100 % 60,3 2 BA 30 2042
020/2010
LT Bom Jesus da Lapa II - Igaporã II -
230 kV; SE Igaporã - 230 kV 100 % 115 1 BA 30 2040
021/2010
LT Sobral III - Acaraú II, - 230 kV; SE
Acaraú II - 230 kV 100 % 91,3 1 CE 30 2040
022/2011 Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 49 % 666 - AL/PE/PB 30 2041
061/2001 Vários Projetos 100 % 18967,2 -
PE/CE/SE/
BA/AL/PI/
MA /PB/RN 30 2042
034/2001 Expansão da Interligação Sul-Sudeste 100 % 664 - PR/SP 30 2031
001/2009
LT 230 kV - SE Ribeiro Gonçalves/SE
Balsas 100 % - - PI/MA 30 2039
007/2008 LT 230 kV - SE São Luis II/São Luis III 100 % - - MA 30 2038
057/2001 Vários Projetos 100 % 9637,34 - - 30 2042
005/2009 SE Missões - 230/69 kV (150 MVA) 100 % - 1 - 30 2039
008/2014
SE 230/138 kV Ivinhema 2, 2 x
150 MVA 100 % - 7 - 30 2044
012/2010 LT Monte Claro - Garibaldi 100 % 32,7 - RS 30 2040
004/2008 LT P. Médici - Santa Cruz 1 230kV 100 % 237,4 - RS 30 2038
009/2010
LT 500 kv - LT Jorge Texeira/Lechuga,
Circuito Duplo 100 % - - AM 30 2040
002/2009
LT 500 kV - LT Presidente Dutra-São
Luis II /SE Miranda II 100 % - - MA 30 2039
010/2005 LT Campos Novos - Blumenau C2 100 % 357,8 - SC 30 2035
005/2006 LT Campos Novos - Pólo 525 kV 100 % 257,43 - SC/RS 30 2036
F-26
Contrato Nome % KM SE Localização Vigência
(anos) Expiração
004/2004 LT Salto Santiago - Ivaiporã - Cascavel Oeste 100 % 371,9 - PR 30 2034
003/2009 LT Bom Despacho 3 - Ouro Preto 2 100 % 180 - MG 30 2039
006/2005 LT Macaé - Campos 3 100 % 90 - RJ 30 2035
006/2010 LT Mascarenhas - Linhares 100 % 99 - ES 30 2040
007/2006 LT Tijuco Preto - Itapeti - Nordeste 100 % 100 - SP 30 2036
004/2005 Centroeste Minas 49 % 66 - MG 30 2035
002/2010 Goiás Transmissão 49 % 296 1 GO 30 2040
013/2009 IE Madeira 25 % 2375 - RO 30 2039
028/2009 Transenergia Goiás 49 % 188 - GO 30 2039
009/2009 Transenergia Renovável 49 % 763 5 - 30 2039
024/2009 Transenergia São Paulo 49 % - 1 SP 30 2039
012/2005 Transirapé 25 % 65 2 MG 30 2035
005/2005 Transudeste 25 % 140 - MG 30 2035
003/2011 Caldas Novas Transmissão S.A. 50 % - 1 - 30 2041
010/2012 Luziana - Niquelândia Transmissora S.A. 49 % - 2 - 30 2042
007/2013 Paranaíba Transmissora 25 % 967 - - 30 2043
004/2013 Triângulo Mineiro 49 % 296,5 - - 30 2043
014/2013 Vale do S. Bartolomeu 39 % 94,5 1 - 30 2043
001/2014 Mata de Sta. Genebra Transmissora 50 % 847 3 - 30 2044
003/2014 Lago Azul 50 % 69 - - 30 2044
014/2014 Belo Monte 25 % 2092 4 - 30 2044
014/2011 LT Xavantes-Pirineus 100 % 40 - GO 30 2041
011/2010
SE Ijuí 2 SE Nova Petrópolis 2 SE Lajeado
Grande SE Caxias 6 100 % - 1 RS 30 2040
002/2011 SE Foz do Chapecó 100 % - 1 SC 30 2041
016/2012 SE Zona Oeste 100 % - 1 RJ 30 2012
082/2002 SPE Etau 27 % 188 - SC/RS 30 2032
002/2005 SPE Uirapuru 75 % 120 - PR 30 2035
016/2009 SPE Norte Brasil - - - RO/SP 30 2039
001/2012 Costa Oeste Transmissora de Energia 49 % 151,5 - PR 30 2042
008/2012 Marumbi Transmissora de Energia S.A. 20 % 29,04 - PR 30 2042
007/2014 Fronteira Oeste 51 % 273 - - 30 2044
004/2012
TSBE - Transmissora Sul Brasileira de
Energia S/A 80 % 783 - RS 30 2042
020/2012
009/2004
TSBE - Transmissora Sul Litorânea de Energia
S/A 51 % 468 - RS 30 2042
058/2001 Transmissão Rede Básica 100 % - - Sundry 30 2042
013/2011 SE Nobres 230/138 kV 100 % - - MG 30 2041
F-27
Contrato Nome % KM SE Localização Vigência
(anos) Expiração
012/2011 SE Miramar 230/69 kV 100 % - - Amazonas
D/Roraima 30 2041
004/2011 SE Lucas do Rio Verde 230/138 kV 100 % - - MatoGrosso 30 2031
014/2012
LT Lechuga - Jorge Teixeira, C3, 230
kV, 3x150 MVA 100 % - - Amazonas 30 2043
015/2009
Estação Retificadora nº 01 CA/CC,
800/+- -600 kV - 310MW e Estação
Inversora nº 01 CC/CA +- -600/500 kV -
2950 MW 100 % - - RO/SP 30 2039
022/2009 Rio Branco Transmissora de Energia 100 % - - Sundry 30 2039
009/2014
LT 230 kV Rio Branco 1 - Feijó/ LT
230kv Feijó - Cruzeiro do Sul 100 % - - AC 30 2034
008/2004
Amazônia Eletronorte Transmissora de
Energia 49 % 193 - MT 30 2034
003/2008 Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 50 % 402 - MT 30 2038
002/2006 Integração Transmissora de Energia 37 % 695 - TO/GO 30 2036
023/2009
Transmissora Matogrossense de Energia
S.A. 49 % 348 - MT 30 2039
010/2008
Manaus Construtora Ltda./Manaus
Transmissora de Energia - 559 - PA/AM 30 2038
022/2009 Norte Brasil Transmissora de Energia - 666 - RO/SP 30 2039
021/2009
Linha Verde Transmissora de Energia
S.A. 100 % 987 - RO/MT 30 2039
014/2014 Rio Branco Transmissora de Energia 25 % 2093 - PA/TO/GO/M
G 30 2044
003/2012 Transnorte Energia S.A. 49 % 715 - AM/RR 30 2032
554/2010 Interconexão Brasil-Uruguai 100 % 62,8 - - 30 2040
023/2014
1 conversor de frequência e linhas de
transmissão de 132 kV 100 % 12,5 - - 30 2044
002/2015
Paraíso - Paraíso Transmissora de
Energia S.A. 100 % 283 - PR 30 2045
001/2015
LT Gravataí - Subterrânea LT Porto
Alegre 100 % - - RS 30 2045
062/2001 Vários Projetos 100 % 18975,5 63
RJ/SP/PR/MG/
GO/TO/DF/ES/
MT 30 2043
008/2010 MGE Transmissão 49 % 258 1 MG/ES 30 2040
Energia
Olímpica Energia Olímpica 50 % 94,5 1
Regime
Especial
Regime
Especial
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.
F-28
Distribuição de energia elétrica
Concessões de Exploração - DISTRIBUIÇÃO
Concessões/Licenças Região Geográfica
Municípios Atendidos (*)
Vencimento da Concessão
Empresa de Eletricidade do Acre (Eletroacre) Estado do Acre 22 2015
Centrais Elétricas de Rondônia (Ceron) Estado da Rondônia 52 2015
Empresa Energética de Alagoas (Ceal) Estado de Alagoas 102 2015
Empresa Energética do Piauí (Cepisa) Estado de f Piauí 224 2015
Amazonas Energia Estado do Amazonas 62 2015
Boa Vista Energia Estado de Roraima 1 2015
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes
Em 15 de outubro de 2012, as empresas de distribuição da Eletrobras cujas concessões expiraram em 2015 tiveram o direito de
manifestar seu interesse em prorrogar a concessão por um período adicional de 30 anos, o que fizeram dentro do prazo estabelecido.
O decreto nº 8.461, de 2 de junho de 2015, estabeleceu as condições para a prorrogação de 30 anos das Concessões de Distribuição de
Energia Elétrica a que se refere o artigo 7º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013.
Em 22 de julho de 2016, durante a 165ª Assembleia Geral Extraordinária da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras, foi
deliberado não renovar as concessões das controladas de distribuição de energia do Grupo Eletrobras: Empresa Energética do Piauí -
CEPISA; Empresa Energética de Alagoas - CEAL; Empresa de Eletricidade do Acre - ELETROACRE; Centrais Elétricas de
Rondônia S.A. - CERON; Boa Vista Energia S.A.; e Amazonas Distribuidora de Energia S.A. (coletivamente “Empresas de
Distribuição”).
Na 165ª Assembleia Geral Extraordinária, foi deliberado que até 31 de dezembro de 2017, o controle majoritário das Empresas de
Distribuição controladas da Eletrobras deverá ser transferido, nos termos da Lei 12.783/2013, com a nova redação dada através da
Medida Provisória 735 de 22 de junho de 2016, desde que, antes da transferência do distribuidor para o novo controlador, o
Distribuidor receba diretamente, pelo Governo Federal ou por meio de tarifas, todos os recursos e remunerações necessários para
operar, manter e fazer investimentos relacionados aos serviços públicos relativos ao Distribuidor, mantendo o equilíbrio econômico-
financeiro do Distribuidor sem qualquer contribuição de fundos, de qualquer forma, pela Eletrobras, e também foi aprovada a
devolução, a qualquer momento, a outorga das vendas e a adoção das disposições de sua liquidação, nos seguintes casos:
(i) A transferência do controle majoritário não é efetuada até 31 de dezembro de 2017. Como são empresas estatais federais, a
transferência do controle majoritário das Empresas de Distribuição deve estar em conformidade com as normas do Plano
Nacional de Desestatização (PND), em especial a Lei nº 9.491, de 9 de setembro de 1997, e o Conselho Nacional de
Desestatização “CND”) é responsável pela aprovação da modalidade operacional a ser aplicada a cada evento de privatização.
A Eletrobras também informa ainda que as Empresas de Distribuição foram incluídas no Programa de Parceria e Investimentos
(“PPI”) criado pela Medida Provisória 727/2016, para facilitar a privatização; ou
F-29
(ii) Se o respectivo Distribuidor parar de receber diretamente do Governo Federal ou por meio de tarifas, até a sua
transferência para o novo controlador, todos os recursos e remuneração necessários para operar, manter e fazer investimentos
que forem relacionados aos serviços públicos do respectivo Distribuidor, mantendo o equilíbrio econômico e financeiro do
Distribuidor, sem qualquer injeção de fundos, de qualquer forma, pela Eletrobras.
A Empresa ainda decidiu que as controladas de distribuição que não tiveram as suas concessões renovadas permanecerão, caso tenham
o consentimento do poder concedente, responsáveis pela operação e manutenção dos serviços de distribuição pública das suas
localizações até a a transferência de seu controle de capital próprio de acordo com a Medida Provisória 735/2016, o que deve ocorrer
até 31 de dezembro de 2017.
Durante esse período, conforme mencionado acima, as Empresas de Distribuição deverão receber uma remuneração adequada pela
prestação dos serviços de distribuição, sem qualquer injeção de fundos pela Eletrobras, conforme aprovado pela 165ª Assembleia
Extraordinária Geral de Acionistas.
Em 3 de agosto de 2016, foram publicadas as Portarias 420, 421, 422, 423, 424 e 425 do Ministério de Minas e Energia, estabelecendo que as
Empresas de Distribuição Amazonas Distribuidora de Energia S.A., Empresa e Eletricidade do Acre - ELETROACRE, Centrais Elétricas e
Rondônia S.A. - CERON, Empresa Energética do Piauí - CEPISA, Empresa Energética de Alagoas - CEAL e a Boa Vista Energia S.A.
seriam temporariamente responsáveis pela prestação de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, a fim de garantir a continuidade
do serviço, conforme os termos do Artigo 9, Parágrafo Primeiro, da Lei 12.783, de 11 de janeiro de 2016.
Em 13 de setembro de 2016, a ANEEL decidiu: (i) realizar uma Audiência Pública, a fim de obter apoio e informações adicionais para
melhorar os regulamentos da Portaria MME nº 388/2016, que se refere aos termos e condições para fornecimento de serviço de
distribuição de energia elétrica por uma entidade ou órgão do Governo Federal; e (ii) determinar que o projeto preliminar da
Resolução Regulatória apresentada para a Audiência Pública tenha efeito imediato, com os ajustes decorrentes das contribuições
efetuadas durante a Audiência Pública tendo efeito retroativo.
Em 6 de outubro de 2016, a ANEEL emitiu o Documento 352/2016-DR/ANEEL, estabelecendo as diretrizes iniciais para a elaboração
do Plano Temporário de Prestação de Serviços de Distribuição, definindo as metas de melhorias de qualidade em termos de DEC e
FEC, redução em perdas de energia e redução nos custos operacionais.
Além disso, em 13 de setembro de 2016, por meio da Lei nº 13.334/2016 (conversão da Medida Provisória nº 727/2016), o Governo
Federal criou o Programa de Parcerias de Investimento (PPI), que, entre outros atributos, absorveu as competências do Programa
Nacional de Desestatização (PND).
Em 1º de novembro de 2016, foi promulgado pelo Governo Federal o Decreto nº 8.893, definindo como prioridade nacional, no
âmbito do PPI, a Privatização das referidas Empresas de Distribuição da Eletrobras, designando o BNDES para assumir a
responsabilidade pelo processo de privatização.
Como são empresas estatais federais, a transferência do controle majoritário das Empresas de Distribuição deve estar em
conformidade com as normas do Plano Nacional de Desestatização (PND), em especial a Lei nº 9.491, de 9 de setembro de 1997, e
o Conselho Nacional de Desestatização “CND”) é responsável pela aprovação da modalidade operacional a ser aplicada a cada evento
de privatização.
F-30
Diante disso, as Empresas de Distribuição do Grupo Eletrobras registraram seus ativos financeiros na proporção correspondente, até
31 de dezembro de 2017, prazo para permanecerem responsáveis pela operação e manutenção dos serviços públicos das empresas de
distribuição.
2.1. Prorrogações das concessões de energia elétrica pública
Em 12 de setembro de 2012, foi publicada a Medida Provisória 579/2012 (MP 579), que regulamenta a extensão das concessões de
geração, transmissão e distribuição de energia elétrica concedidas antes da publicação da Lei nº 8.987 de 1995 e alcançada pela
Lei nº 9.074 de 1995. Em 14 de setembro de 2012, foi publicado o Decreto 7.805, que regulamenta a MP 579.
De acordo com a MP 579, as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica já expiraram ou vão expirar no
prazo de 60 meses da publicação da MP, podendo terminar no início de dezembro de 2012, com prorrogação única, a critério da
Autoridade de Concessão, por até 30 anos. No entanto, para as atividades de transmissão, a extensão exigiria a aceitação expressa das
seguintes condições, dentre outras: i) receita fixa de acordo com critérios estabelecidos pela ANEEL; ii) montantes constituídos a
título de remuneração dos ativos; e iii) submissão aos padrões de qualidade de serviço estabelecidos pela ANEEL.
Através das Resoluções Normativas 589 e 596, da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), para fins de remuneração, foram
definidos os critérios para o cálculo do Valor Novo de Reposição para os ativos de transmissão existentes em 31 de Maio de 2000, que
ainda não foram depreciados (RBSE), e os critérios e procedimentos para cálculo da parcela de investimentos vinculada a bens
reversíveis, ainda não amortizada ou depreciada, de hidrelétricas, cujas concessões foram estendidas ou não, nos termos da
Lei nº 12.783.
Ativos de Geração de Energia
Em 02 de outubro de 2015, a subsidiária Furnas também apresentou documentação comprovativa dos investimentos associados aos
ativos reversíveis, ainda não amortizados, das usinas hidrelétricas de Corumbá, Funil, Furnas, Luiz Carlos de Barreto de Carvalho,
Maribondo e Porto Colômbia, com capacidade total instalada de 4.617 MW*, cujas concessões foram prorrogadas pela Lei
12.783/2013, para solicitar remuneração suplementar de geração. A documentação apresentada indica um valor base de R$ 1.311.900
para essa remuneração suplementar, enquanto o valor contábil residual dos próprios ativos, em 2 de outubro de 2015, era de
R$ 995.718.
Em 11 de dezembro de 2014, a subsidiária Chesf apresentou à ANEEL documentação atestando os investimentos associados a bens
reversíveis, ainda não amortizados ou depreciados, das controladas Xingó, Paulo Afonso I, II, III e IV, Apolônio Sales (Moxotó), Luiz
Gonzaga (Itaparica), Boa Esperança, Pedra e Funil, com capacidade instalada total de 9.208,5 MW*, cujas concessões foram
prorrogadas pela Lei 12.783/2013, para solicitar remuneração suplementar de geração. A documentação apresentada indica um valor
base de R$ 4.802.300 para essa remuneração suplementar, enquanto o valor contábil residual dos próprios ativos, em 11 de dezembro
de 2014, era de R$ 487.822.
F-31
Permanecem sem homologação pelo Poder Concedente as remunerações relacionadas a certos ativos das concessões prorrogadas nos
seguintes montantes:
31/12/2016
Descrição Chesf Furnas CGTEE Total
Geração
Modernizações e melhorias 487.822 995.718 - 1.483.540
Geração Térmica - 704.792 356.937 1.061.729
487.822 1.700.510 356.937 2.545.269
31/12/2015
Descrição Chesf Furnas CGTEE Total
Geração
Modernizações e melhorias 487.822 995.718 - 1.483.540
Geração Térmica - 557.409 356.937 914.346
487.822 1.553.127 356.937 2.397.886
Até que o concedente aprove estes montantes de compensação, incluindo a definição de meios, prazo para receber, e compensação
aplicável, esses valores não serão corrigidos monetariamente, mas mantidos pelo custo histórico.
Ativos de Transmissão de Energia Elétrica
De acordo com a Resolução Normativa nº 589, de 10 de dezembro de 2013, as controladas abaixo apresentaram à ANEEL suas
avaliações dos bens de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000 (“Laudo de Avaliação”) para remuneração
das instalações da Rede Básica do Sistema Existente (RBSE) estabelecida no Artigo 15, Parágrafo 2º da Lei 12.783/13.
Laudo de Avaliação
Empresa Dados R$
Eletrosul 14/07/2015 1.060.632
Chesf 06/03/2015 5.627.200
Furnas 21/05/2015 10.699.000
Eletronorte 03/09/2015 2.926.000
A ANEEL, na data das presentes demonstrações financeiras, apresentou a aprovação das remunerações dos ativos de transmissão de
energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000 para as controladas Eletrosul, Chesf, Furnas e Eletronorte, nos termos da Resolução
Regulamentar 589, na data-base de 31 de dezembro de 2012, conforme segue:
Aprovação da ANEEL
Empresa Dados R$
Eletrosul 14/07/2015 1.007.043
Furnas 15/12/2015 8.999.520
Chesf 03/08/2016 5.092.384
Eletronorte 18/10/2016 2.579.312
Em 20 de abril de 2016, o Ministério de Minas e Energia (MME) publicou a Portaria nº 120, que regula as condições de recebimento
da remuneração referente aos ativos de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000, referido como instalações da
Rede Base do Sistema Existente (RBSE) e outras Instalações de Transmissão (RPC), que não tenham sido depreciados ou
amortizados, nos termos do § 2º do artigo 15 da Lei nº 12.783/2013.
F-32
Em 14 de outubro de 2016, a ANEEL apresentou a Nota Técnica nº 336/2016, de 6 de outubro de 2016, na Audiência Pública nº
068/2016, a qual estabelece os procedimentos a serem utilizados para o cálculo do custo de capital a ser adicionado à Receita Anual
Permitida de cada concessionária de transmissão abrangida pela Lei nº 12.783/2013, de acordo com a Portaria MME nº 120/2016.
São cobertos pela Portaria nº 120 os ativos reversíveis que não foram amortizados até 31 de dezembro de 2012, quando essas
empresas optaram pelo vencimento antecipado de certos contratos de concessão, nos termos da Lei nº 12.783/13 (conversão da MP nº
579/12 à lei).
A remuneração desses ativos ocorrerá da seguinte forma:
(i) ao custo de capital correspondente aos ativos, composto por remuneração e depreciação mais impostos devidos do
processo tarifário de 2017; enquanto a remuneração será dada pelo Custo Médio de Capital Ponderado e a depreciação
será paga com base na vida útil de cada ativo incluído na Base de Remuneração Regulatória;
(ii) o custo de capital não incorporado das prorrogações das concessões através do processo tarifário será atualizado e
remunerado ao custo real de capital;
começando com o processo tarifário de 2017, o custo de capital será remunerado pelo custo médio ponderado de
capital por um período de oito anos.
A Portaria em questão estabelece que os montantes devidos compreenderão a base de remuneração regulatória para as empresas, ou
seja, serão repassadas através de tarifas de energia para os consumidores, a partir do processo tarifário de 2017. Além de remunerar os
ativos, a Portaria estabelece também que o custo de capital incorrido pelas empresas será incluído nos valores acima mencionados.
Em 31 de dezembro de 2016, os valores estimados atualizados das despesas relativas a investimentos, ampliações e/ou melhorias de
certos ativos das concessões prorrogadas são os seguintes:
F-33
31/12/2016
Transmissão Chesf Eletronorte Eletrosul Furnas Total
Rede Básica - serviços existentes (RBSE) -
Saldo Histórico 1.187.029 1.732.910 520.332 4.530.060 7.970.331
Atualização de VNR - IPCA e remuneração 9.377.718 3.595.672 1.596.127 14.031.035 28.600.552
Valor total dos ativos financeiros actualizados 10.564.747 5.328.582 2.116.459 18.561.095 36.570.883
Efeito sobre os resultados de 2016
Receita operacional 9.377.718 3.595.672 1.596.127 14.031.035 28.600.552
Impostos de renda (3.188.424 ) (1.222.528 ) (542.683 ) (4.770.552 ) (9.724.187 )
Efeito líquido 6.189.294 2.373.144 1.053.444 9.260.483 18.876.365
As contas anteriores foram calculadas com base nas premissas acima estabelecidas, considerando a interpretação com relação à
Portaria MME nº 120/2016, buscando refletir nestas demonstrações financeiras a melhor estimativa da Empresa. No entanto, caso
algum regulamento ou ato venha a ser efetuado pela ANEEL que possa modificar o que antecede, inclusive no que se refere ao
processo tarifário de 2017, cujo início corresponde ao momento em que o pagamento dos referidos créditos começar, os valores
registrados poderão ser revistos e ajustados, se necessário.
Consulte a Nota 47.8 para um evento posterior relevante relacionado a este assunto.
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.
NOTA 3 - PRINCIPAIS POLÍTICAS CONTÁBEIS
As principais políticas contábeis aplicadas no preparo dessas demonstrações contábeis consolidadas estão definidas abaixo. Essas
políticas foram aplicadas de forma consistente, em todos os períodos apresentados, salvo indicação contrária.
3.1. Base de Preparação
A elaboração das demonstrações financeiras consolidadas requer o uso de certas estimativas contábeis críticas, bem como o
julgamento da Administração da Empresa, em aplicação das políticas contábeis da Eletrobras. Estas operações, divulgações ou saldos
que exigem um maior nível de julgamento, que têm maior complexidade e para as quais os pressupostos e estimativas são
significativos, são divulgados na Nota 4.
As demonstrações financeiras consolidadas foram preparadas com base no custo histórico, exceto no caso de determinados
instrumentos financeiros mensurados ao valor justo e de certos ativos associados a concessões que foram mensurados a Novo Valor de
Reposição - VNR (empresas de geração e transmissão) ou Base de Remuneração Regulatória - BRR (empresas de distribuição). O
custo histórico geralmente é baseado no valor justo das considerações pagas na data das transações.
As demonstrações financeiras consolidadas estão apresentadas em reais, que é a moeda operacional da Empresa e de suas controladas
e empresascoligadas. Todas as informações financeiras apresentadas em Real foram arredondadas para o milhar mais próximo, exceto
quando indicado de outra forma.
F-34
A Administração da Empresa confirma que todas as informações de relevância das demonstrações financeiras consolidadas são
exibidas com evidência, correspondente às mesmas informações utilizadas pela Administração em suas atividades de gestão.
(a) Demonstrações financeiras consolidado
As demonstrações financeiras consolidadas da Empresa foram elaboradas de acordo com as Normas Internacionais de Contabilidade
(“IFRS”), expedidas pelo Conselho de Normas Internacionais de Contabilidade (IASB).
Essas demonstrações contábeis consolidadas não são equivalentes à demonstração contábil estatutária da Empresa, emitida de acordo
com as exigências da jurisdição brasileira. Além disso, uma vez que a data de autorização para emissão destas demonstrações
contábeis consolidadas é diferente da data em que as demonstrações contábeis consolidadas foram emitidas no Brasil, há diferenças
devido aos eventos de ajuste após o período de referência, de acordo com as IAS 10 - Eventos após o Período de Referência.
Para determinados fins legais, como o fornecimento de relatórios para os nossos acionistas localizados no Brasil e a determinação do
pagamento de dividendos e de outras distribuições de lucros e passivos fiscais no Brasil, preparamos e continuaremos obrigados a
preparar as demonstrações contábeis estatutárias da controladora e consolidadas em conformidade com as práticas adotadas no Brasil
e com as IFRS, arquivadas perante a Comissão de Valores Mobiliários brasileira (CVM) e preparadas, aprovadas e arquivadas na
CVM até três meses após o final do exercício, a fim de cumprir a Lei Brasileira de Sociedades.
(b) Alterações nas políticas contábeis e de divulgação
(b.1) Alterações ao IFRS e novas interpretações que devem ser aplicadas a partir do exercício corrente sem efeitos
significativos nas demonstrações financeiras consolidadas.
Durante o presente exercício, a Empresa aplicou diversas emendas e interpretações do IFRS emitido pelo IASB, que entraram em
vigor nos exercícios com início em 1º de janeiro de 2016. Estas alterações e melhorias anuais não tiveram um impacto relevante nas
demonstrações financeiras consolidadas e estão descritas a seguir:
Revisão da IAS 16 e da IAS 38 - A finalidade desta modificação é incluir informações sobre o conceito de futuras reduções esperadas
no preço de venda e esclarecer o método de depreciação com base na receita gerada por uma atividade.
Revisão da IFRS 11 - esta alteração exige que a parte que adquire participação em uma operação conjunta que constitui um negócio,
conforme definido na IFRS 3, aplique os princípios da IFRS 3, exceto aqueles que contradizem a IFRS 11. Um negócio conjunto
também exige a divulgação de informações relevantes exigidas pelas IFRS 3 e por outras regras sobre combinação de negócios.
Revisão da IFRS 10 e da IAS 28 - Esclarece que, em uma transação entre um investidor e uma joint venture, o reconhecimento dos
ganhos ou perdas depende se os bens vendidos ou contribuídos constituem uma empresa.
Revisão da IAS 1- Esclarecimentos sobre o processo de julgamento das divulgações nas Demonstrações Financeiras. As mudanças na
IAS 1 oferecem orientações relativas à aplicação do conceito de materialidade na prática.
F-35
Além disso, em 2016, as melhorias em relação à revisão anual do ciclo 2012-2014 entraram em vigor para as seguintes normas:
IFRS 5 - Ativos não circulantes mantidos para venda e operações descontinuadas, IFRS 7 - Instrumentos financeiros: Divulgações,
IAS 19 - Benefícios a empregados e IAS 34 - Demonstrações financeiras intermediária.
(b.2) Normas novas e revisadas e interpretações já emitidas e ainda não adotadas.
O Conselho de Normas Internacionais de Contabilidade (IASB) publicou ou alterou os seguintes pronunciamentos, orientações ou
interpretações contábeis, cuja adoção será obrigatória nos períodos subsequentes:
Normas Principais Requisitos Posição da Empresa
Início Aplicável e Data
de Aplicação Prevista
Alteração da IAS 12
Reconhecimento de
ativos por impostos
deferidos para perdas não
realizadas
Esclarece o tratamento contabilístico dos ativos por
impostos deferidos para perdas não realizadas em
instrumentos de dívida mensurados ao justo valor.
A Empresa não possui
instrumentos de dívida
calculados pelo valor
justo, e como tal, a
alteração desta norma não
terá impacto nas
demonstrações financeiras
consolidadas da Empresa.
1 de janeiro de
2017
Alterações à Iniciativa de
Divulgação da IAS 7
Altera a IAS 7 Demonstração de Fluxos de Caixa
para esclarecer que as entidades devem fornecer
divulgações que permitam aos usuários das
demonstrações financeiras avaliar as mudanças nos
passivos resultantes de atividades de financiamento,
incluindo alterações resultantes de fluxos de caixa e
outras alterações:
- Divulgações de variações de passivos resultantes de
atividades de financiamento: (i) variações nos fluxos
de caixa das atividades de financiamento; (ii)
mudanças resultantes da obtenção ou perda de
controle de controladas ou outros negócios; (iii)
efeito das variações cambiais; (iv) variações no valor
justo; e (v) outras alterações. O IASB define passivos
resultantes de atividades de financiamento como
passivos “para os quais os fluxos de caixa foram ou
serão classificados na Demonstração de Fluxos de
Caixa como fluxos de caixa de atividades de
financiamento”.
- Os novos requisitos de divulgação referem-se
também a alterações nos ativos financeiros, caso
estes também cumpram esta definição.
- As variações de responsabilidades decorrentes de
atividades de financiamento devem ser divulgadas
separadamente das variações de outros ativos e
passivos.
Para aderir às alterações à
IAS 7, a Empresa
apresentará uma
reconciliação dos saldos
de abertura e de fecho do
passivo com as alterações
resultantes das atividades
de financiamento,
conforme exigido no texto
da norma.
1 de janeiro de
2017
Normas Principais Requisitos Posição da Empresa
Início Aplicável e Data
de Aplicação
Prevista
IFRS 15
Reconhecimento de
Receitas (novo
pronunciamento)
Estabelece um modelo simples e claro para o
tratamento contábil da receita de contratos com
clientes e, quando efetiva, substituirá as diretrizes
atuais para reconhecimento de receita em IAS 18 -
Receita, IAS 11 - Contratos de Construção e as
interpretações relacionadas, em que a entidade deve
reconhecer a receita para representar a transferência
(ou compromisso) de bens ou serviços a clientes de
modo a refletir a contraprestação que se espera que
seja trocada por esses bens e serviços.
A Administração da
Empresa ainda não
completou sua avaliação
inicial dos impactos
decorrentes da adoção
deste pronunciamento nas
demonstrações financeiras
consolidadas, devido à
complexidade do
pronunciamento e das
operações consolidadas da
Eletrobras, considerando
que será necessário ler e
reavaliar vários contratos
e isso poderia afetar o
reconhecimento de
estimativas. A
Administração admite que
algumas receitas possam
antecipar o
reconhecimento do que é
hoje, enquanto alguns
custos podem ser
deferidos e os impactos
serão sentidos além do
cenário contábil
(transferência de ativos de
clientes e acordos de take
or pay, por exemplo).
Como tal, os impactos
ainda não são conhecidos
e a Administração espera
divulgar informações
quantitativas adicionais
antes de adotar a norma.
1 de janeiro de
2018
IFRS 9(1) Instrumentos
Financeiros
Estabelece um novo modelo de classificação de
ativos financeiros, com base nas características dos
fluxos de caixa e no modelo de negócios utilizado
para gerar o ativo. Altera os princípios para o
reconhecimento de impairment de ativos financeiros
de perdas incorridas para um modelo baseado em
perdas esperadas. Estabelece novas exigências
relacionadas à contabilidade de hedge.
O impacto efetivo da
adoção da IFRS 9 nas
demonstrações financeiras
da Empresa em 2018 não
pode ser estimado de forma
confiável e dependerá das
decisões e julgamentos que
a Empresa fará no futuro. A
nova norma exigirá que a
Empresa revise seus
processos contábeis e
controles internos
relacionados à classificação
e mensuração de
instrumentos financeiros, e
essas alterações ainda não
estão finalizadas.
1 de janeiro de
2018
F-36
Normas Principais Requisitos Posição da Empresa
Início Aplicável e Data de Aplicação
Prevista
IFRS 16 Leasing (novo
pronunciamento)
Introduz um modelo único para o reconhecimento de
leasing no balanço para locatários. Um locatário
reconhece um ativo de direito de uso que representa o
seu direito de usar o ativo em leasing, e um passivo
de leasing que representa a sua obrigação de fazer
pagamentos de leasing. Existem isenções opcionais
para arrendamentos de curto prazo e itens de baixo
valor. As contas do locador permanecem semelhantes
ao padrão atual, o que significa que os locadores
continuarão a classificar as leasings no resultado
financeiro ou operacional.
A IFRS 16 substituiu as normas de leasing existentes,
incluindo a IAS 17 Operações de Leasing Comercial
e a IFRIC 4, SIC 15 e a SIC 27 - Aspectos
Suplementares das Operações de Leasing Comercial.
A Empresa possui contratos
que se enquadram no
âmbito desta nova norma e
ainda não foi concluída a
análise dos impactos da
adoção deste
pronunciamento quanto ao
método de transição para o
reconhecimento do direito
de uso dos ativos para
compensar uma obrigação,
dada a complexidade do
novo pronunciamento e do
número de contratos que
poderiam potencialmente se
enquadrar dentro do escopo
desta norma. No entanto, a
Empresa espera um
aumento nos ativos e
passivos, considerando a
possibilidade de reconhecer
uma nova obrigação
juntamente com um novo
ativo no outro lado do
balanço. Além disso, os
impactos não se limitam ao
balanço, uma vez que
também são mudanças ao
longo da vigência dos
contratos de leasing. Dessa
forma, não foi possível
estimar os impactos nas
demonstrações financeiras
consolidadas da Empresa.
1 de janeiro de
2019
(1) Os detalhes relativos à IFRS 9 (Instrumentos Financeiros) são apresentados na tabela abaixo.
Detalhes da IFRS 9 - Instrumentos Financeiros Abordagem Principais Requisitos Posição da Empresa
Classificação dos
Ativos Financeiros
A IFRS 9 inclui uma nova abordagem para
classificação e mensuração de ativos financeiros que
reflete o modelo de negócios no qual os ativos são
administrados e suas características de fluxo de caixa.
A IFRS 9 contém três principais categorias de
classificação para ativos financeiros: mensurados ao
custo amortizado, mensurados ao valor justo por
meio de outros resultados abrangentes (FVTOCI) e
mensurados ao valor justo por meio do resultado. A
norma elimina as categorias existentes da IAS 39
(mantidas até o vencimento, empréstimos e
recebíveis e disponíveis para venda).
Com base em sua avaliação preliminar, a Empresa
não acredita que os novos requisitos de classificação,
se aplicados em 31 de dezembro de 2016, teriam
impacto significativo no tratamento contábil de
contas a receber, empréstimos, aplicações em títulos
de dívida e aplicações em títulos de participação
societária mensurados ao valor justo. Em 31 de
dezembro de 2016, a Empresa possuía participações
classificadas como disponíveis para venda com um
valor justo de R$ 1.357.923, que são mantidas para
fins estratégicos de longo prazo. Se esses
investimentos continuarem a ser mantidos para o
mesmo fim na aplicação inicial da IFRS 9, a Empresa
pode decidir classificá-los como FVTOCI ou FVTPL.
A Empresa ainda não chegou a uma conclusão a esse
Abordagem Principais Requisitos Posição da Empresa
respeito. Na classificação FVTOCI, todos os ganhos
e perdas no valor justo seriam registrados em outros
resultados abrangentes e não haveria perdas por
redução ao valor recuperável reconhecidas no
resultado e nenhum ganho ou perda seria
reclassificado para o resultado quando a venda
ocorrer. Na classificação FVTPL, todos os ganhos e
perdas de valor justo seriam reconhecidos no
resultado à medida que ocorrerem, aumentando a
volatilidade nos resultados da Empresa.
Impairment- Ativos
Financeiros e Ativos
Contratuais
A IFRS 9 substitui o modelo de “perdas incorridas”
da IAS 39 com um modelo prospectivo de “perdas de
crédito esperadas”. Isso exigirá um julgamento
significativo com relação ao método e mudanças nos
fatores econômicos que afetam as perdas de crédito
esperadas, que serão determinadas com base em
probabilidades ponderadas.
O novo modelo de perdas esperadas será aplicado aos
ativos financeiros mensurados ao custo amortizado
ou à FVTOCI, com exceção dos investimentos em
instrumentos patrimoniais e ativos contratuais.
De acordo com a IFRS 9, as provisões para perdas
esperadas serão mensuradas com base em uma das
seguintes opções:
- Perdas de crédito esperadas para 12 meses, ou seja,
perdas de crédito resultantes de incumprimentos
potenciais no prazo de 12 meses a contar da data de
relato; e- Perdas de crédito resultantes de todos os
possíveis incumprimentos ao longo da vida esperada
de um instrumento financeiro.
A Empresa acredita que as perdas por redução ao
valor recuperável se tornarão mais voláteis para os
ativos do modelo da IFRS 9. No entanto, a Empresa
ainda não completou a metodologia de impairment a
ser aplicada de acordo com a IFRS 9.
Classificação dos
Passivos Financeiros
A IFRS 9 retém uma grande parte dos requisitos da
IAS 39 para classificação de passivos financeiros.
Contudo, de acordo com a IAS 39, todas as variações
no valor justo dos passivos designados na FVTPL são
reconhecidas nos resultados, enquanto que na IFRS 9
estas alterações no valor justo são geralmente
apresentadas como segue:
- O valor da variação do valor justo atribuível a
alterações no risco de crédito do passivo financeiro é
apresentado no OCI; e- O valor residual da variação
do valor justo é registado nos lucros ou prejuízos.
Em 31 de dezembro de 2016, a Empresa possui
passivos financeiros mensurados ao valor justo por
meio do resultado, totalizando R$ 50.631. É
entendimento da Empresa que o impacto nos lucros
ou prejuízos do exercício não seria relevante se a
Empresa aplicasse a IFRS 9, e a Empresa ainda não
realizou a análise dos impactos.
Contabilidade de
Hedge
Na aplicação inicial da IFRS 9, a Empresa pode optar
por continuar aplicando os requisitos de
contabilidade de hedge da IAS 39 em vez dos novos
requisitos da IFRS 9.
A IFRS 9 exigirá que a Empresa assegure que os
relacionamentos de hedge estejam alinhados com os
objetivos e
A Empresa registra os ganhos ou perdas relacionados
à parte ineficiente de hedge de fluxo de caixa nos
lucros e prejuízos do exercício e as alterações
resultantes da parte efetiva são reconhecidas como
outros resultados abrangentes. Com a adoção da
IFRS 9, a Empresa poderá optar por registrar
F-37
Abordagem Principais Requisitos Posição da Empresa
estratégias da Empresa e que a Empresa aplica uma
abordagem mais qualitativa e prospectiva para avaliar
a efetividade do hedge. A IFRS 9 também introduz
novos requisitos para o reequilíbrio das relações de
hedge e proíbe a descontinuação voluntária da
contabilidade de hedge. De acordo com o novo
modelo, é provável que mais estratégias de gestão de
risco, particularmente aquelas que cobrem um
determinado componente de risco (que não seja o
risco de moeda estrangeira) de um item não
financeiro, possam se beneficiar da contabilidade de
hedge. De acordo com a IAS 39, para todas os hedges
de fluxos de caixa, os montantes acumulados nas
reservas de hedge de fluxos de caixa são
reclassificados para lucros e perdas no mesmo
período em que os fluxos de caixa esperados do item
de hedge afetam os lucros e perdas. Contudo, de
acordo com a IFRS 9, para os hedges de fluxos de
caixa de risco de moeda estrangeira associadas a
aquisições planejadas de ativos não financeiros, os
montantes acumulados na reserva de hedge de fluxos
de caixa e no custo de reserva de hedge serão
incluídos diretamente no custo inicial do ativo não
financeiro, quando reconhecido.
variações no valor justo do componente futuro
separadamente, como custo de hedge. Nesse caso,
essas mudanças seriam reconhecidas em OCI e
acumuladas em uma reserva de hedge como um
componente separado dentro do patrimônio líquido,
contabilizadas posteriormente da mesma forma que
os ganhos e perdas acumulados na reserva de hedge
de fluxo de caixa. A avaliação preliminar pela
Empresa indicou que os tipos de relações de hedge
que a Empresa atualmente designa devem atender aos
requisitos da IFRS 9, se a Empresa for fazer certas
mudanças planejadas em seus processos internos de
documentação e monitoramento.
(c) Incorporação de Controladas
Em 26 de agosto de 2016, em Assembleia Geral Extraordinária, os acionistas da subsidiária Eletronorte aprovaram a incorporação da
Linha Verde Transmissora de Energia SA (LVTE), sociedade subsidiária de propósito específico da Empresa, buscando simplificar a
estrutura jurídica e reduzir os custos operacionais, fiscais e administrativos, bem como maximizar a eficiência. Como resultado dessa
incorporação, a LVTE foi dissolvida e a Eletronorte tornou-se sua sucessora.
3 .2. Bases para Consolidação e Investimentos em Controladas
As seguintes políticas contábeis são aplicadas na elaboração das demonstrações contábeis consolidadas, as quais incluem participação
acionária da Empresa e de suascontroladas.
Nas demonstrações contábeis consolidadas, as informações financeiras das controladase joint ventures, bem como das
empresascoligadas, são reconhecidas através do método de equivalência patrimonial e são, inicialmente, reconhecidas pelo seu valor
de custo e, em seguida, ajustadas para o propósito de reconhecimento da Empresa nos lucros ou perdas, e nos outros rendimentos
abrangentes da afiliada.
Quando necessário, as demonstrações financeiras dascontroladas, joint ventures e coligadas são ajustadas em conformidade com as
políticas contábeis adotadas pela Empresa.
Ascontroladas, joint ventures e empresas coligadas estão essencialmente localizadas no Brasil.
(a) Controladas
As controladassão todas as entidades controladaspela Eletrobras. A Eletrobras controla uma entidade quando esta é exposta ou tem o
direito a retornos variáveis decorrentes do seu envolvimento com a entidade, e quando tem a capacidade de afetar estes retornos
devido ao poder que exerce sobre a entidade. As controladassão integralmente consolidadas a partir da data em que o controle é
transferido para a Eletrobras. A consolidação é interrompida a partir da data em que a Eletrobrás deixa de ter controle.
As demonstrações financeiras consolidadas incluem as demonstrações financeiras da Empresa e de suascontroladas.
F-38
Os resultados das controladasadquiridas ou alienadas durante o exercício estão incluídos nas demonstrações consolidadas do resultado
e do resultado global a partir da data da efetiva aquisição e até a data da efetiva alienação, conforme aplicável.
Todas as transações, saldos, receitas e despesas entre as empresas da Empresa são totalmente eliminados nas demonstrações
financeiras consolidadas.
A Empresa adota as seguintes práticas de consolidação do principal:
a) Eliminação dos investimentos do investidor nascontroladas, compensando a participação nos respectivos patrimônios
líquidos;
b) Eliminação de a receber e a pagar intersocietários;
c) Eliminação do rendimento e dos gastos intersocietários;
d) Relato da participação minoritária não controladora no patrimônio líquido e na demonstração consolidada dos resultados das
controladas
A Empresa utiliza critérios de consolidação abrangentes, como descrito na tabela abaixo. A participação é dada sobre o capital total da
subsidiária.
F-39
31/12/2016 31/12/2015
Participação Acionária Participação Acionária
Controladas Direto Indireto Direto Indireto
Amazonas Energia 100 % - 100 % - Boa Vista Energia 100 % - 100 % - Ceal 100 % - 100 % - CELG-D (1) 51 % - 51 % - Cepisa 100 % - 100 % - Ceron 100 % - 100 % - CGTEE 99,99 % - 100 % - Chesf 99,58 % - 100 % - Eletroacre 96,71 % - 94 % - Eletronorte 99,48 % - 99 % - Eletronuclear 99,91 % - 100 % - Eletropar 83,71 % - 84 % - Eletrosul 99,88 % - 100 % - Furnas 99,56 % - 100 % - Chuí IX - 99,99 % - 99,99 %
Coxilha Seca (3) - - - 99,99 %
Paraíso - 100 % - - Hermenegildo I - 99,99 % - 99,99 %
Hermenegildo II - 99,99 % - 99,99 %
Hermenegildo III - 99,99 % - 99,99 %
Linha Verde Transmissora (2) - - - 100,00 %
Uirapuru - 75 % - 75 %
Energia dos Ventos V - 99,99 % - 99,99 %
Energia dos Ventos VI - 99,99 % - 99,99 %
Energia dos Ventos VII - 99,99 % - 99,99 %
Energia dos Ventos VIII - 99,99 % - 99,99 %
Energia dos Ventos IX - 99,99 % - 99,99 %
Extremoz Transmissora do Nordeste S/A - 100,00 % - 100,00 %
Transenergia Goiás S.A. - 99,99 % - 98,35 %
Complexo Eólico Pindaí I
Acauã Energia S.A. - 99,93 % - 99,93 %
Angical 2 Energia S.A. - 99,96 % - 99,96 %
Arapapá Energia S.A. - 99,90 % - 99,90 %
Caititu 2 Energia S.A. - 99,96 % - 99,96 %
Caititu 3 Energia S.A. - 99,96 % - 99,96 %
Carcará Energia S.A. - 99,96 % - 99,96 %
Corrupião 3 Energia S.A. - 99,96 % - 99,96 %
Teiú 2 Energia S.A. - 99,95 % - 99,95 %
Complexo Eólico Pindaí II
Coqueirinho 2 Energia S.A. - 99,98 % - 99,98 %
Papagaio Energia S.A. - 99,96 % - 99,96 %
Complexo Eólico Pindaí III
Tamanduá Mirim 2 Energia S/A - 83,01 % - 83,01 %
(1) Subsidiária classificada como ativo não circulante mantido para venda (ver Nota 42)
(2) Empresa incorporada (ver Nota 3.1 c).
(3) Empresa dissolvida em 2016.
As demonstrações financeiras consolidadas incluem os saldos e transações dos fundos exclusivos, cujos únicos acionistas são a
Empresa e suascontroladas, constituídas por bônus públicos e privados e debêntures com classificação de baixo risco e alta liquidez.
F-40
(a.1) As alterações no capital próprio do Grupo em Controladas existentes
Nas demonstrações financeiras consolidadas, as alterações nas participações da Empresa em controladasque não resultem em perda de
controle do Grupo sobre as controladas são registradas como transações de capital. Os saldos das participações da Empresa e dos
acionistas não controladores são ajustados para refletir as alterações em suas respectivas participações não controladoras. A diferença
entre o valor em que a base das participações não controladoras é ajustada e o valor justo das considerações pagas ou recebidas é
registrada diretamente no patrimônio líquido e atribuída aos proprietários da Empresa.
Quando a Empresa perde o controle acionário de uma controlada, o ganho ou perda é reconhecido na demonstração de resultados e é
calculado como a diferença entre: (i) a soma do valor justo das considerações recebidas e o valor justo do patrimônio residual; e (ii) o
saldo anterior dos ativos (incluindo ágio) e passivos da subsidiária e participações minoritárias, se houver. Todos os valores
registrados anteriormente em “Outros resultados abrangentes” relativos à subsidiária são contabilizados como se a Empresa tivesse
alienado diretamente os ativos e passivos correspondentes da subsidiária (ou seja, reclassificado para o resultado ou transferido para
outra conta de capital líquido, conforme exigido ou permitido pelas IFRS aplicável). O valor justo de qualquer investimento detido na
antiga subsidiária na data da perda de controle é considerado como o valor justo no reconhecimento inicial para a contabilização
subsequente, de acordo com a IAS 39 Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração ou, quando aplicável, o custo no
reconhecimento inicial de um investimento numa empresa associada ou joint venture.
(b) Investimento em Coligadas
Coligadas são entidades sobre as quais a Empresa tem influência significativa e que não se qualificam como uma subsidiária ou como
uma joint venture.
Qualquer montante que exceda o custo de aquisição para a participação da Empresa no valor justo líquido dos ativos, passivos e
passivos contingentes identificáveis da empresa associada na data de aquisição é registrado como ágio. O ágio é adicionado ao valor
contábil do investimento. Qualquer montante da participação da Empresa no valor justo líquido dos ativos, passivos e passivos
contingentes identificáveis que excedam o custo de aquisição, após reavaliação, é imediatamente registrado nos lucros e prejuízos.
Quando a parcela das perdas de uma empresa associada correspondente à Empresa exceder a participação societária nessa sociedade
associada (incluindo qualquer participação de longo prazo que, no essencial, esteja incluída no investimento líquido na empresa
associada), a Empresa deixa de reconhecer sua participação em perdas adicionais. Prejuízos adicionais são reconhecidos somente se a
Empresa tiver incorrido em obrigações legais ou construtivas ou tiver efetuado pagamento em nome da empresa associada.
(c) Participações em empreendimentos controlados em conjunto (joint venture) Uma joint venture é um acordo contratual pelo qual a Empresa e outras partes exercem uma atividade econômica sujeita ao controle
conjunto, situação em que as decisões sobre políticas financeiras estratégicas e operações relativas às atividades da joint venture
requerem a aprovação de todas as partes que compartilham o controle.
Quando uma subsidiária da Empresa exerce diretamente suas atividades por meio de uma joint venture, a participação da Empresa nos
ativos controlados em conjunto e quaisquer outros sócios são registrados nas Demonstrações Financeiras da respectiva subsidiária e
classificado de acordo com sua natureza. Os passivos e despesas incorridos diretamente relacionados a participações em ativos
controlados em conjunto são registrados pelo método de competência. Quaisquer ganhos resultantes da venda ou do uso da
participação da Empresa nos retornos sobre os ativos controlados em conjunto e sua participação em quaisquer despesas incorridas
pela joint venture são registradas quando é provável que os benefícios econômicos associados às transações serão transferidos de/para
a Empresa, e seu valor pode ser mensurado com segurança.
F-41
3.3. Caixa e equivalente de caixa
Caixa e equivalentes de caixa incluem investimentos em caixa, depósitos bancários e outros investimentos de curto prazo e alta
liquidez, com vencimentos originais de até três meses e com risco irrelevante de mudança de valor.
3.4. Clientes e provisão para créditos de liquidação duvidosa
As contas a receber de clientes (consumidores e revendedores) são compostas por créditos resultantes da oferta e fornecimento
faturados e não faturados de energia elétrica, com base em estimativa, incluindo os resultantes de comercialização de energia na
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), contabilizados pelo método de competência, e sendo reconhecidos
inicialmente pelo valor justo e posteriormente mensurados ao custo amortizado menos a provisão para créditos de liquidação
duvidosa.
O saldo inclui o fornecimento de energia ainda não faturado, decorrente principalmente de atividades de distribuição, que é mensurado
com base em estimativas baseadas no consumo histórico de MWh.
As contas a receber são normalmente liquidadas dentro de um período de até 45 dias, e assim os valores contábeis representam
substancialmente os valores justos nas datas de relatório.
Se o prazo de recebimento for igual ou inferior a um ano, os créditos são classificados no ativo circulante. Caso contrário, eles são
incluídos no ativo não circulante (Nota 7).
3.5. Gestão da Conta de Consumo de Combustível (CCC)
De acordo com os termos da Lei 8.631, de 4 de março de 1993, a Empresa administra os valores recolhidos pelas concessionárias de
serviços de energia elétrica para crédito à Conta de Consumo de Combustível (CCC), correspondente às cotas anuais utilizadas para
cobrir as despesas com combustível para geração de energia elétrica. Os valores registrados no ativo circulante, compensados no
passivo circulante, correspondem aos recursos disponíveis na conta bancária associada e às taxas não pagas pelas concessionárias. Os
valores registrados no ativo são corrigidos com base na rentabilidade do investimento, representando caixa restrito disponível que não
pode ser utilizado para outros fins.
As transações com o CCC não afetam o resultado consolidado da Empresa.
3.6. Cauções e Depósitos Vinculados
Os valores registrados são destinados para propósitos legais e/ou contratuais. Eles são avaliados pelo custo de aquisição, acrescido de
juros e atualização monetária, de acordo com as disposições legais pertinentes, ajustado pela provisão para perdas na realização,
quando aplicável. O resgate dos mesmos encontra-se condicionado a finalização dos processos judiciais a que esses depósitos se
encontram vinculados.
F-42
3.7. Estoques de Almoxarifado e Combustível (CCC)
Os estoques são registrados na média do custo de aquisição, líquido das provisões para perdas, quando aplicável, e não excedem o
custo de reposição ou o valor líquido de realização. O valor realizável líquido corresponde ao preço estimado de venda dos
inventários, deduzindo todos os custos estimados de conclusão e custos necessários para concluir a venda.
Os materiais em estoque de almoxarifado e de combustível (CCC) são classificados no ativo circulante e são reconhecidos pelo custo
médio de aquisição, que não excede o valor de mercado.
3.8. Estoque de Combustível Nuclear
Composto de concentrado de urânio em estoque, os serviços correspondentes e os componentes de combustível nuclear utilizados nas
usinas termonucleares de Angra I e Angra II, registrados ao custo de aquisição.
A pré-produção, quando o urânio e os serviços necessários para a produção são adquiridos, são classificados como ativos não
circulantes de longo prazo, apresentados na em Inventário de Combustível Nuclear. Durante a fase de produção, a parcela relativa ao
consumo esperado para os próximos 12 meses é classificada no ativo circulante.
O consumo dos componentes do combustível nuclear é apropriado proporcionalmente nos lucros e prejuízos do ano, considerando a
energia mensal efetivamente gerada em relação à energia total esperada para cada componente de combustível. Os estoques são
mensurados periodicamente com a avaliação dos componentes de combustível nuclear utilizados no processo de geração de
eletricidade e são armazenados no tanque de combustível usado.
3.9. Imobilizado
O imobilizado é mensurado pelo custo histórico menos a depreciação acumulada e quaisquer perdas por impairment acumuladas. O
custo histórico inclui os gastos diretamente atribuíveis à aquisição dos ativos, e também inclui, no caso de ativos qualificáveis, os
custos de empréstimos capitalizados de acordo com as políticas contábeis da Empresa. Esses ativos imobilizados são classificados nas
categorias de ativos imobilizados apropriados quando concluídas e prontas para o uso pretendido. A depreciação desses ativos inicia-
se quando eles estão prontos para o uso pretendido na mesma base dos outros ativos imobilizados.
A depreciação é reconhecida com base na vida útil estimada de cada ativo utilizando o método linear, de modo que uma vez que a
vida útil tenha terminado, o valor do custo menos seu valor residual é totalmente baixado (exceto terrenos e construção em
andamento). A Empresa considera que a vida útil estimada de cada ativo é semelhante às taxas de depreciação determinadas pela
ANEEL, que são consideradas pelo mercado como aceitáveis para expressar adequadamente. Além disso, no que se refere ao
entendimento da Empresa sobre o atual marco regulatório de concessões, incluindo a Lei 12.783/2013, foi considerada a indenização
no final da concessão, com base no menor entre o VNR ou o valor contábil residual, fator que é considerado na mensuração de um
ativo imobilizado (ver detalhes na Nota 16).
Os ativos detidos em arrendamento mercantil financeiro são depreciados com base na sua vida útil esperada, da mesma forma que os
ativos detidos, ou durante um período mais curto, se aplicável, de acordo com os termos do contrato de leasing em questão.
F-43
Um item dos ativos imobilizados é baixado após alienação ou quando não há benefícios econômicos futuros resultantes do uso
contínuo do ativo. Quaisquer ganhos ou perdas na venda ou alienação de um item de imobilizado são calculados como a diferença
entre os valores recebidos na venda e o valor contábil do ativo, reconhecendo o resultado nos lucros e prejuízos do exercício.
3.9.1. Custos de Empréstimos
A cada mês, os juros e, se aplicável, a variação cambial incorrida sobre empréstimos e financiamentos, são acrescidos ao custo de
aquisição do imobilizado em formação, considerando os seguintes critérios de capitalização:
a) O período de capitalização ocorre quando o ativo qualificado está em fase de construção e a capitalização de juros cessa
quando o item está disponível para uso;
b) Os juros são capitalizados considerando a taxa média ponderada dos empréstimos e financiamentos em vigor na data da
capitalização ou, para os ativos com relação aos quais empréstimos específicos tiverem sido obtidos, as taxas desses
empréstimos específicos;
c) Os juros capitalizados mensalmente não podem exceder o valor das despesas de juros determinadas durante o período de
capitalização;
d) Os juros capitalizados são depreciados considerando os mesmos critérios e a vida útil estimada, determinados para o item
correspondente.
Os ganhos com investimentos resultantes da alocação temporária de recursos obtidos com empréstimos e financiamentos específicos
ainda não contabilizados com o ativo qualificado são deduzidos dos custos de empréstimos e financiamentos elegíveis para
capitalização quando o efeito é relevante.
Todos os outros custos de empréstimos e financiamentos são reconhecidos nos lucros e prejuízos do exercício em que são incorridos.
3,10. Contratos de Concessão
A Empresa possui contratos de concessão nos segmentos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, assinados com a
Concessionária (o Governo Federal) por períodos de 20 a 35 anos, sendo todos os contratos, por segmento, bastante semelhantes em
termos de direitos e obrigações da concessionária e do órgão de concessão. Os períodos das principais concessões estão descritos na
Nota 2.
I - Sistema Tarifário
a) O sistema tarifário de distribuição de energia elétrica é controlado pela ANEEL e as respectivas alíquotas são reajustadas
anualmente e revisadas a cada quatro anos com o objetivo de manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessionária, levando-se
em conta os investimentos realizados e o custo e estrutura de despesas da empresa em questão. Os usuários são cobrados diretamente
pelos serviços, utilizando como base o volume de energia consumida e a taxa autorizada (ver Nota 17).
b) O sistema tarifário de transmissão de energia elétrica é regulamentado pela ANEEL e as tarifas são revisadas periodicamente com
base na Receita Anual Permitida (RAP), que é atualizada anualmente com base no índice de inflação e está sujeita a revisões
periódicas para cobrir novos Investimentos e quaisquer outros aspectos relativos ao equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de
concessão. Este sistema de faturamento foi ajustado com a renovação das concessões diretamente afetadas pela Lei 12.783/2013.
F-44
c) Até 2004, o sistema tarifário de geração de energia elétrica baseava-se, em geral, nas tarifas reguladas e, desde então, como parte
das mudanças na regulamentação desse setor, a tarifa base passou a ser sistema tarifário, podem participar livremente nos leilões de
eletricidade para o mercado regulamentado, utilizando, nesses casos, um preço base, enquanto o preço final é determinado com base
na concorrência entre os participantes no leilão. Além disso, as empresas de produção de eletricidade podem celebrar acordos de
venda bilaterais com consumidores que se enquadram na categoria de consumidores livres (esta definição baseia-se na demanda de
energia em MW). Este sistema de tarifação foi ajustado com a renovação das concessões diretamente afetadas pela Lei 12.783/2013.
II - Concessões de Transmissão e Distribuição
Os contratos de concessão regulam a exploração dos serviços públicos de distribuição e transmissão de energia elétrica pela Empresa,
quando:
1) Distribuição de energia elétrica
a) O contrato estabelece quais serviços que o operador deve prestar e para quem (classe de consumidores) os serviços devem ser
prestados;
b) O contrato estabelece padrões de desempenho para serviços de utilidade pública com o objetivo de manter e melhorar a qualidade
de serviço para os consumidores, enquanto que a concessionária tem a obrigação de devolver a infraestrutura nas mesmas condições
em que foi recebida após a execução dos acordos. Para atender a essas obrigações, os investimentos são realizados regularmente
durante todo o prazo da concessão. Dessa forma, os ativos associados à concessão podem, às vezes, ser substituídos antes do término
da concessão;
c) No final da concessão, os bens associados à infra-estrutura devem ser revertidos para a concessionária mediante o pagamento de
uma indenização determinada com base na Base de Remuneração Regulatória depreciada (BRR).
2) Transmissão de energia elétrica
a) O preço (tarifa) é regulamentado e é denominado Receita Anual Permitida (RAP). A empresa de transmissão de energia elétrica
não pode negociar preços com os usuários. Para alguns contratos, a RAP é fixa e sujeita a um ajuste monetário baseado em um índice
de preços uma vez por ano. Para todos os outros contratos, a RAP está sujeita a ajuste monetário usando um índice de preços uma vez
por ano e revisado a cada cinco anos. Em geral, o RAP de qualquer empresa de transmissão de energia elétrica está sujeito à revisão
anual de aumentos nos ativos e despesas operacionais decorrentes de modificações, reforços e ampliações de instalações. Os níveis
tarifários (RAP) foram alterados com a renovação das concessões diretamente afetadas pela Lei nº 12.783/2013.
b) Os ativos são reversíveis no final da concessão, com direito a receber uma indenização (em dinheiro) da concessionária sobre os
investimentos ainda não amortizados, determinado com base no novo valor de reposição (VNR). Ainda há ativo de concessões
renovadas que estão pendentes de aprovação pela ANEEL, as quais estão pendentes de indenização (ver Nota 2.1).
F-45
II.1 - Aplicação da IFRIC 12 - Contratos de Concessão de Serviços, aplicável aos contratos de concessão público/privado nos quais a
entidade pública:
a) Controla ou regula o tipo de serviço que pode ser prestado utilizando as infraestruturas subjacentes;
b) Controla ou regula o preço no qual os serviços são prestados;
c) Controla/detém um interesse significativo na infraestrutura, no final da concessão.
A concessão público/privada normalmente tem as seguintes características:
a) A infraestrutura subjacente à concessão é utilizada para prestar serviços;
b) Um acordo/contrato entre a autoridade concedente e o operador;
c) O operador oferece uma série de serviços durante a concessão;
d) O operador recebe uma remuneração, durante a vigência do contrato de concessão, diretamente do órgão de concessão, dos
usuários da infraestrutura, ou de ambos;
e) A infraestrutura é transferida para a concessionária no final da concessão, normalmente sem encargos, mas às vezes a um custo.
De acordo com a IFRIC 12, a infra-estrutura de concessão que se enquadra no âmbito desta norma não é reconhecida pela
concessionária como imobilizado, porque se considera que o operador não controla esses ativos e, portanto, são reconhecidos de
acordo com um dos seguintes modelos contábeis, dependendo do tipo de remuneração que a concessionária concorde em entregar ao
operador nos termos do acordo:
1) Modelo de ativo financeiro
Este modelo é aplicável quando a concessionária tem o direito incondicional de receber determinadas quantias monetárias,
independentemente do nível de utilização da infraestrutura sob a concessão, e isso resulta na gravação de um ativo financeiro, o qual
foi classificado como empréstimos e recebíveis (geração e transmissão), ou como disponível para venda (distribuição).
2) Modelo de ativo intangível
Este modelo é aplicável quando a concessionária, como parte da concessão, é remunerada com base no nível de utilização da
infraestrutura (crédito e risco de demanda) com relação à concessão, cujos resultados são reconhecidos como um ativo intangível.
3) Modelo misto
Este modelo aplica-se quando a concessão inclui simultaneamente compromissos de remuneração garantidos pelo órgão de concessão
e compromissos de remuneração que dependem do nível de utilização da infraestrutura de concessão.
F-46
Com base nas características estabelecidas nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica da Empresa e suas
controladase nas exigências regulatórias, são reconhecidos os seguintes ativos para o negócio de distribuição de energia elétrica:
a) A parte estimada de investimentos realizados que não tenham sido amortizados ou depreciados no final da concessão é
classificada como ativo financeiro por constituir um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro
diretamente do órgão de concessão; e
b) A parcela remanescente do ativo financeiro (valor residual) será classificada como ativo intangível pelo fato de sua
recuperação estar sujeita à utilização da utilidade pública, que neste caso é o consumo de energia por parte dos consumidores.
A infraestrutura recebida ou construída nas atividades de distribuição é recuperada através de dois fluxos de caixa, a saber:
a) Em parte pelo consumo de energia pelos consumidores (emissão de faturas mensais refletindo energia medida e energia
consumida/vendida) durante o contrato de concessão; e
b) Em parte, a título de indenização dos bens reversíveis no final do prazo da concessão, recebida diretamente do Poder
Concedente ou de outra parte designada pelo Poder Concedente.
Essa indenização será efetuada com base nas porções dos investimentos associados a ativos reversíveis ainda não amortizados ou
depreciados, que tenham sido efetuados para garantir a continuidade do serviço prestado.
As concessões de distribuição de energia elétrica de suas controladasnão são onerosas. Como tal, não há obrigações financeiras fixas e
pagamentos a serem feitos para o concedente.
Para as atividades de transmissão de energia elétrica, a Receita Anual Permitida (RAP) é recebida das empresas que utilizam a
infraestrutura por meio de uma tarifa de uso do sistema de transmissão (TUST). Esta tarifa é calculada por repartição entre os
utilizadores de transmissão de determinados valores específicos: (i) a RAP de todas as empresas de transmissão; (ii) os serviços
prestados pelo Operador Nacional do Sistema (ONS); e (iii) as taxas regulatórias.
O concedente delegou o pagamento mensal da RAP às empresas de geração, aos distribuidores, aos consumidores livres, aos
exportadores e aos importadores, e como esse pagamento é garantido pelo marco regulatório de transmissão, constitui um direito
contratual incondicional de receber dinheiro ou outros ativos financeiros, e, portanto, o risco de crédito é baixo.
Considerando que a Empresa não está exposta a riscos de crédito e demanda e que a renda é calculada com base na disponibilidade da
linha de transmissão, toda a infraestrutura foi registrada sob ativos financeiros.
Os ativos financeiros também incluem a indenização a ser efetuada com base nas porções dos investimentos associados a ativos
reversíveis ainda não amortizados ou depreciados, que tenham sido efetuados para garantir a continuidade do serviço prestado.
III. Concessões de Geração
a) Geração hidrelétrica e térmica - As concessões não diretamente afetadas pela Lei 12.783/2013 não se enquadram no âmbito
da IFRIC 12, dadas as características de preços e a ausência de uma taxa regulada. A partir de 1º de janeiro de 2013, as
concessões diretamente afetadas pela Lei nº 12.783/2013, que anteriormente estavam fora do escopo da IFRIC 12, estão
agora sujeitas a essas normas contábeis, considerando a mudança do sistema de precificação para uma das tarifas reguladas
para essas concessões, no mesmo molde que o já aplicado às concessões de distribuição.
F-47
b) Geração nuclear - Aqui há um sistema de taxas definido, embora os contratos de geração nuclear diferem de outros contratos
de geração, uma vez que constituem uma autorização e não uma concessão. Não existe encerramento definitivo para esta
autorização e não existem controles significativos de ativos efetuados pela concessionária no final do período de autorização.
IV. Itaipu Binacional
a) A Itaipu Binacional é regida por um Tratado Binacional de 1973, no qual foram estabelecidas as condições tarifárias, servindo de
base para a determinação de taxas para cobrir as despesas e o serviço da dívida da Empresa;
b) A base tarifária e os prazos de comercialização permanecerão em vigor até 2023, correspondendo à parcela significativa da vida
útil da usina; após 2023, a taxa de base e as condições de comercialização devem ser revistas;
c) A base tarifária da Itaipu foi estabelecida em base ponderada para permitir o pagamento do serviço da dívida, com vencimento
final em 2023, e para suportar as despesas de operação e manutenção;
d) A comercialização da Itaipu foi subrogada à Empresa com base em contratos firmados anteriormente com as empresas de
distribuição, os quais definiam previamente as condições de pagamento;
e) Por meio da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, foram subrogados os compromissos de compra e transferência de serviços de
energia elétrica da Itaipu Binacional às concessionárias de distribuição; anteriormente, esses compromissos foram assumidos pelas
empresas Furnas e Eletrosul, ambas filiais da Empresa, por meio de contratos com as concessionárias de distribuição de energia
elétrica. As dívidas resultantes da comercialização da energia de Itaipu Binacional foram renegociadas com a Empresa, resultando em
contratos de financiamento. Esses contratos foram inicialmente registados pelo seu valor justo e subsequentemente mensurados ao
custo amortizado, utilizando o método de juros efetivos.
f) Os termos do tratado garantem o reembolso à Empresa, mesmo em caso de falta de capacidade de geração de energia ou de
problemas operacionais com a usina.
V. Ativos Financeiros - Concessões de Serviços Públicos.
A Empresa registra um recebível do órgão de concessão (ou de quem for designado por aquela autoridade) quando tiver o direito
incondicional de receber dinheiro no final da concessão por meio de indenização pelos investimentos que forem feitos pelas empresas
de distribuição, transmissão e geração, e que não forem recuperados através da prestação de serviços relacionados à concessão. Estes
ativos financeiros são registrados em valor presente dos respectivos direitos e são calculados com base na parcela estimada dos
investimentos feitos e ainda não amortizados ou depreciados ao final da concessão. A remuneração dos ativos de distribuição baseia-
se no custo médio ponderado de capital regulamentar (WACC), fator esse que está incluído na taxa de base, enquanto que a
remuneração para os ativos de transmissão e geração baseia-se na taxa interna de retorno do respectivo projeto. No caso de geração,
apenas os ativos associados a concessões diretamente afetadas pela Lei 12.783/2013 e formados após a publicação dessa Lei são
considerados ativos financeiros sujeitos à remuneração da mesma forma que as empresas de transmissão, desde que a aquisição desses
ativos seja aprovada pelo MME e pela ANEEL.
F-48
Esses recebíveis são classificados como ativos circulantes e não circulantes, considerando quando os valores devem ser recebidos,
com base nas datas de término das concessões.
3.11. Intangível
A Empresa reconhece como um ativo intangível o direito de cobrar dos usuários pelos serviços prestados de distribuição de energia
elétrica (para a geração da infraestrutura Amazonas Energia, que tem uma conexão exclusiva com a atividade de distribuição da
empresa, e também é classificado como intangível). O ativo intangível é o valor residual da renda de construção auferida para a
construção ou aquisição de infraestruturas detidas pela Empresa e o valor do ativo financeiro em relação ao direito incondicional de
receber caixa ao final da concessão a título de compensação.
O ativo é apresentado líquido das amortizações acumuladas e de prejuízos devido à redução do valor recuperável (deterioração),
quando aplicável.
A amortização de ativos intangíveis reflete o padrão em que se espera que os futuros benefícios econômicos sejam consumidos pela
Empresa, ou o fim do período de concessão, o que ocorrer primeiro. O padrão de consumo dos ativos está relacionado com sua vida
útil econômica, considerando que os ativos construídos pela Empresa fazem parte da base de cálculo para medir a tarifa para os
serviços de concessão.
A amortização do ativo intangível começa quando ele estiver disponível para uso, na sua localização e na condição necessária para
que seja capaz de operar da forma pretendida pela Empresa. A depreciação cessa quando o ativo tiver sido totalmente consumido ou
baixado, ou não estiver mais integrado na base de cálculo da tarifa para os serviços de concessão, o que ocorrer primeiro.
A Empresa realiza anualmente recuperabilidade dos ativos de teste usando o método do valor presente dos fluxos de caixa futuros
gerados pelo ativo, presumindo que não há mercado ativo para os ativos relacionados com a concessão. (Ver Nota 19).
Os ativos intangíveis incluem os direitos de uso da concessão, mas também incluem ágio na aquisição de investimentos e despesas
específicas associadas à aquisição de direitos, bem como, quando aplicável, os respectivos custos de implantação.
Os ativos intangíveis com vida útil definida, adquiridos separadamente, são reconhecidos ao preço de custo, deduzidos de
amortizações e perdas devidas à redução ao valor recuperável acumulado. A amortização é reconhecida linearmente com base na vida
útil estimada dos ativos. A vida útil estimada e o método de amortização são revisados no fim de cada exercício e o efeito de
quaisquer mudanças nas estimativas é contabilizado prospectivamente.
Os ativos intangíveis com vida útil indefinida, adquiridos separadamente, são registrados ao preço de custo, deduzidos de
amortizações e perdas devidas à redução ao valor recuperáveis acumulados.
F-49
3.11.1. Concessões de Título Oneroso (Uso do Bem Público - UBP)
A Empresa e determinadas subsidiárias possuem contratos de concessão a título oneroso com o Governo para o uso de bens públicos
para a geração de energia elétrica em certas plantas.
Os valores definidos nos contratos são os preços futuros e, portanto, a Empresa e aquelas controladasajustaram esses contratos ao
valor presente com base na taxa de desconto determinado na data da obrigação.
A atualização da obrigação em relação à taxa de desconto e da variação monetária, definida no contrato de concessão é capitalizada no
ativo, durante a construção das usinas e a partir da data de entrada em operação comercial, e é reconhecida como receita.
Estes ativos são registrados no ativo intangível de compensação do passivo não circulante.
3.11.2. Gastos com Estudos e Projetos
As despesas com estudos e projetos, incluindo os estudos de viabilidade e os estoques das usinas hidrelétricas e linhas de transmissão
de energia, são contabilizadas como despesas operacionais, quando incorridas, até que haja comprovação efetiva da viabilidade
econômica do seu uso ou da concessão ou autorização. Da data de concessão e/ou autorização para o uso do serviço público de energia
elétrica ou da evidência de viabilidade econômica do projeto, as despesas incorridas são capitalizadas como custo de desenvolvimento
do projeto. Atualmente, a Empresa não possui valores capitalizados sobre os gastos com estudos e projetos.
3.12. Reconhecimento dos valores a receber e obrigações de Parcela A e outros itens financeiros
Em 25 de Novembro, 2014, a ANEEL decidiu acrescentar aos contratos de concessão e autorizações, das empresas distribuidoras de
energia elétrica no Brasil, a fim de eliminar qualquer incerteza, no que diz respeito ao reconhecimento e à realização das diferenças de
tempo, cujos valores são passados anualmente para a tarifa de distribuição de energia elétrica - Parcela A (CVA) e outros
componentes financeiros. De acordo com o aditivo emitido pela ANEEL, o órgão regulador garante que os valores da CVA e outros
componentes financeiros serão incorporados no cálculo da compensação, no final da concessão.
O adendo aos Contratos de Concessão, representou um novo elemento que garante, a partir de sua data, o direito ou impõe uma
obrigação à concessionária a receber ou a pagar pelos ativos e passivos em relação à contraparte - a Autoridade Concedente. Este novo
evento muda, a partir dessa data, o ambiente e as condições contratuais existentes anteriormente e extingue as incertezas quanto à
capacidade de realizar o ativo ou a execução da responsabilidade. Estas são as condições que diferem daquelas que ocorreram
anteriormente.
Os efeitos do aditivo ao contrato de concessão e permissão não são uma mudança de política contábil, mas de uma circunstância de
mudança que foi aplicada prospectivamente. Portanto, o registro dos valores a receber (obrigações) foi efetuada em ativo (ou passivo
financeiro) contas, onde apropriado, em contraste com o lucro ou prejuízo do exercício (receita da venda de bens e serviços).
F-50
3.13. Redução ao valor recuperável de ativos não financeiros, excluindo o ágio
No final de cada exercício financeiro, a Empresa avalia se há qualquer indicação de que seus ativos não financeiros sofreram
quaisquer perdas devido a uma redução no valor recuperável. Se houver indicação, o montante recuperável do ativo é estimado com a
finalidade de medir a quantidade dessa perda. Quando não é possível estimar o valor recuperável de um ativo individualmente, a
Empresa calcula o montante recuperável da unidade geradora de caixa à qual pertence o ativo.
Quando uma base de alocação razoável e consistente pode ser identificada, os ativos corporativos também são alocados às unidades
geradoras de caixa individuais ou ao menor grupo de unidades geradoras de caixa para o qual uma base de alocação razoável e
consistente possa ser identificada.
Na avaliação do valor de uso, os fluxos de caixa futuros estimados são descontados a valor presente por uma taxa de desconto que
reflete a avaliação de mercado atual: o valor temporal da moeda e os riscos específicos do ativo para o qual foi realizada a estimativa
de fluxo de caixa futuro.
Se o valor recuperável de um ativo (unidade ou geradora de caixa) calculado for menor que seu valor contábil, o valor contábil do
ativo (ou unidade geradora de caixa) é reduzido ao seu valor recuperável. A perda por redução no valor recuperável é reconhecida
imediatamente no resultado.
Quando a perda devido a uma redução no valor recuperável é revertida subsequentemente, o aumento do valor contábil do ativo (ou
unidade geradora de caixa) ocorre, em relação à estimativa revisada de seu valor recuperável. Esse aumento não poderá exceder o
valor contábil que teria sido determinado se nenhuma perda devido à redução no valor recuperável tivesse sido reconhecida para o
ativo (ou unidade geradora de caixa) em anos anteriores. A reversão da perda por redução no valor recuperável é reconhecida
imediatamente no resultado.
3.14. Ágio
O ágio resultante de uma combinação de negócios é demonstrado ao custo na data da combinação do negócio, líquido da perda
acumulada no valor recuperável, se for o caso.
Para efeitos de teste da redução no valor recuperável, o ágio é alocado para cada uma das unidades da Empresa geradoras de caixa (ou
grupos de unidades geradoras de caixa) que irão se beneficiar das sinergias da combinação.
Como as operações de investimento da Empresa estão ligadas a operações sujeitas a contratos de concessão, o ágio decorrente da
aquisição de tais entidades representa o direito ao direito de concessão com vida útil definida, sendo reconhecida como um ativo
intangível da concessão, e a depreciação feita de acordo com o período da concessão.
3.15. Ativos não circulantes mantidos para venda
Os ativos e grupos de ativos não circulantes são classificados como mantidos para venda quando o seu valor contabilístico é
recuperado principalmente através de uma transação de venda e não através de utilização contínua. Esta condição é satisfeita somente
quando o ativo (ou grupo de ativos) está disponível para venda imediata em seu estado atual, sujeito apenas aos termos habituais para
a venda desse ativo (ou grupo de ativos) e quando a venda é considerada altamente provável. A Administração deve estar
comprometida com a venda, esperando que, em reconhecimento, possa ser considerada como uma venda concluída no prazo de um
ano a contar da data da classificação.
F-51
Quando a Empresa está comprometida com um plano de venda envolvendo perda de controle de uma subsidiária, desde que os
critérios descritos no parágrafo anterior sejam atendidos, todos os ativos e passivos da subsidiária são classificados como mantidos
para venda nas demonstrações financeiras consolidadas, mesmo se, após a venda, a Empresa ainda mantiver participação na empresa.
Os ativos não circulantes (ou grupos de ativos) classificados como mantidos para venda são mensurados pelo menor entre o valor
contábil previamente registrado ou o valor justo menos o custo de venda. Os ativos e passivos relacionados são apresentados de forma
segregada no balanço.
3.16. Combinação de negócios
Nas demonstrações financeiras consolidadas, as aquisições de negócios são contabilizadas pelo método de aquisição. A contrapartida
transferida em uma combinação de negócios é mensurada pelo valor justo. Esse valor justo é calculado pela soma dos valores justos
dos ativos transferidos para a Empresa e dos passivos assumidos pela Empresa, na data de compra, com os antigos controladores da
empresa comprada e as ações de emissão da Empresa em troca do controle da empresa comprada. Os custos relacionados com a
aquisição são geralmente reconhecidos na receita quando incorridos.
Na data da aquisição, os ativos adquiridos e passivos assumidos que são identificáveis são reconhecidos pelo valor justo na data da
aquisição, exceto:
ativos ou passivos fiscais deferidos e ativos e passivos relacionados a beneficiar acordos com os empregados, que são reconhecidos e
valorizados em conformidade com a IAS 12 - Imposto de Renda e IAS 19 - Benefícios a Empregados, respectivamente;
passivos ou instrumentos de capital próprio, relativos a acordos de pagamento baseado em ações da empresa comprada ou acordos
de pagamento baseado em ações do Grupo, concluído em substituição dos acordos de pagamento baseado em ações da companhia
comprada, que são medidos de acordo com a IFRS 2 - Pagamentos Baseados em Ações na data da compra; e
ativos (ou grupos para alienação) classificados como detidos para venda de acordo com a IFRS 5 Ativo Não Circulante Mantido para
Venda e Operações Descontinuadas, os quais são mensurados de acordo com esta norma.
O ágio é mensurado como o excesso da soma da: (1) contraprestação transferida; (2) valor das ações não-controladores da empresa
adquirida e; (3) valor justo das ações do comprador anteriormente detidas na empresa comprada (se houver) sobre os valores líquidos
na data de aquisição, dos ativos adquiridos e passivos assumidos que são identificáveis. Se, após a avaliação, os valores líquidos dos
ativos identificáveis adquiridos e passivos assumidos na data de aquisição forem maior que a soma: (1) a contraprestação transferida;
(2) o valor das ações não-controladoras na companhia adquirida e; (3) o valor justo das ações do comprador anteriormente detida na
empresa adquiriu (se houver), esse excesso é reconhecido imediatamente no resultado como ganho.
As participações não controladoras, correspondente às explorações atuais e que dão aos seus detentores o direito a uma parte
proporcional dos ativos líquidos da entidade, no caso de liquidação, pode ser inicialmente mensurados pelo valor justo. Eles também
podem ser medidos com base na parte proporcional das ações não controladoras nos valores reconhecidos dos ativos líquidos
identificáveis da empresa adquirida. A seleção do método de medição é feita numa base transação a transação. Outros tipos de ações
não controladoras são mensurados pelo seu valor justo ou, quando aplicável, conforme descrito em outra IFRS.
F-52
Quando a contrapartida transferida pela Empresa, em uma combinação de negócios, inclui ativos ou passivos resultantes de um acordo de
contrapartida contingente, a contrapartida contingente é mensurada pelo valor justo na data de aquisição. Além disso, está incluído na
contrapartida transferida na combinação de negócios. As variações no valor justo da contraprestação contingente, classificadas como
ajustes do período de mensuração, são ajustadas retroativamente, com os ajustes correspondentes no ágio. O período de ajustes de
mensuração corresponde a ajustes resultantes de informações adicionais obtidas durante o “período de mensuração” e os fatos
relacionados e circunstâncias existentes na data de aquisição. O período de medição não deve exceder um ano a partir da data de compra.
A contabilização posterior de variações no valor justo da contraprestação contingente, não classificadas como ajustes do período de
mensuração, depende da forma de classificação da contrapartida contingente. A contrapartida contingente classificada como
patrimônio não é reavaliada nas datas das demonstrações financeiras subsequentes e sua liquidação correspondente é contabilizada no
patrimônio líquido. A contrapartida contingente classificada como um ativo ou passivo é reavaliada nas datas das demonstrações
financeiras subsequentes de acordo com a IAS 39 ou IAS 37 - Provisões, Passivos Contingentes e Ativos Contingentes, conforme
aplicável, e o ganho ou perda correspondente é reconhecida no resultado.
Quando uma combinação de negócios é realizada em etapas, as ações anteriormente detidas pela Empresa na empresa comprada são
reavaliadas pelo valor justo na data de aquisição (ou seja, a data em que a Empresa adquire o controle) e o correspondente ganho ou
perda, se houver, é reconhecido no resultado. Os valores das ações da empresa comprada antes da data de aquisição, que foram
anteriormente reconhecidos em “outros resultados abrangentes” são reclassificados no resultado, na medida em que esse tratamento é
apropriado se aquela participação é alienada.
Se a contabilidade inicial de uma combinação de negócios estiver incompleta no final do período no qual essa combinação ocorreu, a
Empresa registra os valores provisórios dos itens cuja contabilização está incompleta. Esses valores provisórios são ajustados durante
o período de medição (ver acima), ou ativos e passivos adicionais são reconhecidos para refletir as novas informações obtidas
relacionadas a fatos e circunstâncias existentes na data da aquisição, que se conhecidos, teriam afetado os valores reconhecidos no
essa data.
As combinações de negócios ocorridas até 31 de Dezembro de 2008, foram contabilizadas de acordo com a Instrução CVM 247/1996.
O ágio e deságio apurado nas aquisições de participações de acionistas não controladores após 1º de Janeiro de 2009, a data de adoção
inicial do IFRS, são alocados exclusivamente ao contrato de concessão e reconhecidos nos ativos intangíveis.
3.17. Tributação
Despesas relacionadas com imposto de renda e contribuição social representam a soma dos impostos correntes e deferidos. Além
disso, a opção de calcular os impostos sobre os resultados da Empresa é pelo método de lucros reais.
3.17.1. Tributos correntes
Imposto de renda (IRPJ) e contribuição social (CSLL) são baseadas no lucro tributável do exercício. O lucro tributável difere do lucro
apresentado na declaração de renda porque exclui receitas ou despesas dedutíveis em outros períodos tributáveis, além de excluir itens
que não são tributáveis ou não dedutíveis de forma permanente. Imposto de renda e contribuições sociais são calculadas
individualmente por cada empresa com base nas taxas atuais da Empresa no final do exercício.
F-53
3.17.2. Impostos deferidos
O imposto de renda e contribuição social deferidos são reconhecidos no final de cada período de relatório, sobre as diferenças
temporárias entre os saldos de ativos e passivos reconhecidos nas demonstrações financeiras e as bases fiscais correspondentes usadas
na apuração do lucro real, incluindo o saldo de perdas de imposto, quando aplicável. Os passivos de impostos deferidos são
geralmente reconhecidos para todas as diferenças temporárias tributáveis e os ativos de impostos deferidos são reconhecidos sobre
todas as diferenças temporárias dedutíveis, somente quando é provável que a Empresa apresentará lucro tributável futuro suficiente em
relação ao que essas diferenças temporárias dedutíveis possam ser utilizadas.
A recuperação do saldo do imposto deferido ativo é revisada no final de cada período de relatório e, quando não for mais provável que
lucros tributáveis futuros estarão disponíveis para permitir a recuperação de todo ou parte do ativo, o saldo do ativo é ajustado pelo
montante que se espera que seja recuperado.
Os tributos ativos e passivos deferidos são mensurados pelas alíquotas aplicáveis no período no qual se espera que o passivo seja
liquidado ou o ativo realizado, com base nas alíquotas previstas pela legislação em vigor no final de cada exercício, ou quando uma
nova legislação tiver sido substancialmente aprovada. A medição dos impostos deferidos sobre os passivos e ativos reflete as
consequências fiscais que resultariam da forma que a Empresa espera, no final de cada período de relatório, recuperar ou liquidar o
valor contábil desses ativos e passivos.
Os tributos devidos e deferidos são reconhecidos no resultado, exceto quando correspondem a itens registrados em outros resultados
abrangentes ou diretamente no patrimônio líquido, caso em que os impostos correntes e deferidos também são reconhecidos em outros
resultados abrangentes ou diretamente no patrimônio líquido, respectivamente. Quando os impostos devidos e deferidos são
originários da contabilização inicial de uma combinação de negócios, o efeito fiscal é considerado na contabilização da combinação de
negócios.
3.18. Instrumentos financeiros
Os ativos e passivos financeiros são reconhecidos quando uma entidade da Empresa é uma das partes das disposições contratuais do
instrumento.
Os ativos e passivos financeiros são inicialmente mensurados pelo valor justo.
Os custos da transação diretamente atribuíveis à aquisição ou emissão de ativos e passivos financeiros (exceto por ativos e passivos
financeiros reconhecidos ao valor justo no resultado) são acrescentados ou deduzidos do valor justo dos ativos ou passivos financeiros,
se aplicável, após o reconhecimento inicial. Os custos de transação diretamente atribuíveis à aquisição de ativos e passivos financeiros
ao valor justo através do lucro ou prejuízo são reconhecidos imediatamente no lucro ou prejuízo.
3.18.1. Ativos financeiros
Os ativos financeiros são classificados nas seguintes categorias específicas: ativos financeiros ao valor justo através do resultado,
investimentos mantidos até o vencimento, ativos financeiros disponíveis para venda e empréstimos e recebíveis. A classificação
depende da natureza e da finalidade dos ativos financeiros e é determinada na data da contabilização inicial.
F-54
1) Ativos financeiros ao justo valor através de lucro ou prejuízo
Um ativo financeiro é classificado como mantido para negociação se:
(a) é adquirido principalmente para ser vendido a curto prazo; ou
(b) no reconhecimento inicial é parte de uma carteira identificada de instrumentos financeiros que a Eletrobras administra como um
grupo e possui um padrão real recente de tomada de lucro a curto prazo; ou
(c) é um derivado que tenha sido designado como um instrumento de hedge efetivo.
Um ativo financeiro detido para negociação, além disso, pode ser designado ao valor justo através do resultado no reconhecimento
inicial se:
(a) tal designação eliminar ou reduzir significativamente uma mensuração ou reconhecimento que, de outra forma surgiria
inconsistente; ou
(b) o ativo financeiro for parte de um grupo administrado de ativos ou passivos financeiros ou ambos, e
(c) o seu desempenho é avaliado numa base de justo valor, de acordo com uma estratégia documentada de gestão de risco ou de
investimento da Empresa, e quando as informações sobre o agrupamento forem fornecidas internamente com a mesma base; ou
(d) é parte de um contrato contendo um ou mais derivativos embutidos e IAS 39 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e
Mensuração permite que o contrato combinado (ativo ou passivo) seja totalmente designado ao valor justo através do resultado.
Os ativos financeiros são classificados pelo valor justo através do resultado quando são mantidos para a negociação com o propósito
de venda no curto prazo ou designados pelo valor justo através do resultado.
Passivos financeiros ao valor justo através do resultado são apresentados pelo seu valor justo e os ganhos ou perdas são reconhecidos
no resultado. Ganhos e perdas líquidos reconhecidos no resultado incorporam os dividendos ou juros auferidos pelo ativo financeiro,
sendo incluídos na rubrica outras receitas e despesas financeiras nos resultados.
Investimentos mantidos até o vencimento
Os investimentos detidos até o vencimento são ativos financeiros não derivados com pagamentos fixos ou determináveis e vencimento
fixo que a Empresa tem a intenção positiva e capacidade de manter até o vencimento. Após o reconhecimento inicial, os investimentos
mantidos até o vencimento são mensurados pelo custo amortizado utilizando o método de juros efetivo, deduzido de eventuais perdas
devido a uma redução no valor recuperável.
(a) Empréstimos e recebíveis
Os empréstimos e recebíveis são ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis que não são cotados em
um mercado ativo. Os empréstimos e recebíveis (inclusive contas a receber e outros, aplicações de liquidez imediata, contas a receber
da Parcela A e outros) são inicialmente registados pelo seu valor de aquisição, que é o justo valor do preço pago, incluindo despesas
de transação. Após o reconhecimento inicial, são mensurados pelo valor de custo amortizado utilizando o método do juro efetivo,
deduzido de qualquer perda devido à redução do valor recuperável.
F-55
A receita de juros é reconhecida através da aplicação da taxa de juros efetiva.
(a) Ativos financeiros disponíveis para venda
Os ativos financeiros disponíveis para venda são ativos financeiros não derivados que são designados como disponíveis para venda e
não classificados como:
1) Ativos financeiros ao justo valor através de lucro ou prejuízo
2) Investimentos mantidos até o vencimento, ou
3) Os empréstimos e recebíveis.
Mudanças no valor contábil dos ativos financeiros disponíveis para venda relacionados às variações nas taxas de câmbio, a receita de
juros calculados utilizando o método de juros efetivos e dividendos sobre investimentos em ações disponíveis para venda são
reconhecidos no resultado. As variações no valor justo de ativos financeiros disponíveis para venda são reconhecidas em outros
resultados abrangentes. Quando o investimento é alienado ou ocorre uma redução no valor recuperável, o ganho ou perda acumulado
anteriormente reconhecido na conta de resultados globais Outros é reclassificado para lucro ou prejuízo.
3.18.2. Redução do valor recuperável de ativos não financeiros
Ativos financeiros, exceto aqueles designados ao valor justo por meio do resultado, são avaliados para indicadores de uma redução no
valor recuperável no final de cada período de relatório. As perdas por redução no valor recuperável são reconhecidas se, e somente se,
houver evidência objetiva1 de redução do valor recuperável do ativo financeiro como resultado de um ou mais eventos ocorridos após
seu reconhecimento inicial, com um impacto nos fluxos de caixa futuros estimados desse ativo.
No caso de investimentos de capital classificados como disponíveis para venda, um declínio significativo ou prolongado no valor justo
do título, abaixo do seu custo, é também evidência de que os ativos estão deteriorados. Se qualquer evidência desse tipo existe para os
ativos financeiros disponíveis para venda, a perda acumulada será retirada do patrimônio e reconhecida na declaração de rendimentos
consolidada. Esta perda acumulada é mensurada como a diferença entre o custo de aquisição e o valor justo atual, menos qualquer
perda por deterioração no valor recuperável, sobre o ativo financeiro previamente reconhecido no resultado. As perdas de valor
recuperável reconhecidas na demonstração dos resultados sobre instrumentos de capital próprio não são revertidas através da
demonstração de resultados consolidada. Se, num período subsequente, o valor justo de um instrumento de dívida classificado como
disponível para venda aumentar e o aumento puder ser objetivamente relacionado a um evento ocorrido depois que a perda no valor
recuperável foi reconhecida no resultado, a perda sobre o valor recuperável é revertida através de uma entrada no resultado.
Para certas categorias de ativos financeiros, tais como contas a receber, os ativos são avaliados coletivamente, mesmo que eles não
apresentem provas de que são registrados pelo valor maior do que recuperável, quando avaliado numa base individual. A evidência
objetiva de uma redução no valor recuperável para uma carteira de crédito de recebíveis pode incluir: a experiência passada da
Empresa na cobrança de pagamentos e o aumento no número de pagamentos em atraso, após o período médio de recebimento, bem
como mudanças observáveis nas nacional ou local condições econômicas relacionadas com o não-pagamento de recebíveis.
F-56
Para os ativos financeiros registrados pelo valor de custo amortizado, o montante da redução no valor recuperável registrado
corresponde a: diferença entre o valor contábil do ativo e o valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados, descontados pela taxa
de juros efetiva original do ativo financeiro.
Para os ativos financeiros registrados ao custo, o valor da perda devida à redução no valor recuperável corresponde à diferença entre o
valor contábil do ativo e o valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados, descontados pela taxa atual de retorno para um ativo
financeiro similar. Essa perda devida a redução do valor recuperável não será revertida em períodos subsequentes.
O valor contábil do ativo financeiro é reduzido diretamente pela perda devida à redução no valor recuperável para todos os ativos
financeiros, com exceção das contas a receber, em que o valor contábil é reduzido pelo uso de uma provisão. Recuperações
subsequentes de valores anteriormente provisionados são creditadas à disposição. Mudanças no valor contábil da provisão são
reconhecidas nos resultados.
Para os ativos financeiros registrados pelo custo amortizado, se num período subsequente o valor da perda da redução nas quedas
valor recuperável e a diminuição puder ser relacionada objetivamente a um evento ocorrido após que a redução ao valor recuperável
foi reconhecida, anteriormente perda reconhecida é revertida por meio do resultado, uma vez que o valor contábil do investimento na
data dessa reversão não exceda o custo amortizado se a redução no valor recuperável não tivesse sido reconhecida.
3.18.3. Não reconhecimento de ativos financeiros
A Empresa deixa de reconhecer um ativo financeiro apenas quando os direitos contratuais aos fluxos de caixa do ativo expiram ou são
transferidos juntamente com os riscos e benefícios de propriedade. Se a Empresa não transferir ou reter substancialmente todos os
riscos e benefícios da propriedade do ativo financeiro, mas continuar a controlar o ativo transferido, a Empresa reconhece a
participação retida e o seu passivo nos valores que terá de pagar. Se retiver substancialmente todos os riscos e benefícios da
propriedade do ativo financeiro transferido, a Empresa continua a reconhecer esse ativo, além de um empréstimo garantido pela
receita recebida.
Na baixa de um ativo financeiro, a diferença entre o valor contábil do ativo e a soma da contraprestação recebida e a receber e o ganho
acumulado ou perda que tenha sido reconhecido o outro em conta resultados abrangentes e acumulados no patrimônio líquido é
reconhecida nos resultados.
3.18.4. Passivos financeiros e instrumentos de capital
Os instrumentos de dívida e de capital emitidos por uma entidade da Eletrobras são classificados como passivos financeiros ou
patrimônio, de acordo com a natureza do acordo contratual e as definições de passivos financeiros e instrumentos de capital. Um
instrumento de patrimônio é um contrato que evidencia uma participação residual nos ativos de uma empresa após a dedução de todos
os seus passivos. Instrumentos de capital emitidos pela Eletrobras são reconhecidos quando os recursos são recebidos, líquidos dos
custos diretos de emissão.
Os passivos financeiros são classificados como passivos financeiros a valor justo através do resultado ou outros passivos financeiros.
F-57
Os outros passivos financeiros, que incluem empréstimos e financiamentos, fornecedores e outras contas a pagar são mensurados pelo
valor de custo amortizado utilizando o método de juros efetivos.
O método de juros efetivos é utilizado para calcular o custo amortizado de um passivo financeiro e alocar sua despesa de juros no
período. A taxa efetiva de juros é a taxa que desconta exatamente os fluxos de caixa futuros estimados (inclusive honorários e pontos
pagos ou recebidos que constituem parte integrante da taxa de juro efetiva, custos de transação e outros prêmios ou descontos) ao
longo da vida estimada do passivo financeiro ou, quando apropriado, por um período menor, para o reconhecimento inicial do valor
contábil líquido.
3.18.5. Baixa de passivos financeiros
A Empresa registra os passivos financeiros somente quando as obrigações da Empresa são extintas e canceladas ou quando vencem. A
diferença entre o valor contábil dos passivos financeiros escritas e a contrapartida paga e a pagar é reconhecida nos resultados.
3.18.6. Contratos de garantia financeira
Um contrato de garantia financeira consiste em contrato que exige que o emitente faça pagamentos especificados, a fim de reembolsar
o detentor por perdas ocorridas devido ao fato de o devedor especificado não efetuar o pagamento na data do vencimento, de acordo
com os prazos iniciais ou alteradas do instrumento de dívida.
As garantias financeiras são inicialmente reconhecidas nas demonstrações financeiras ao valor justo na data de emissão da garantia.
Posteriormente, as obrigações em matéria de garantias são mensuradas pelo maior valor inicial menos as taxas de depreciação
reconhecidas, e a melhor estimativa do valor exigido para liquidar a garantia.
Estas estimativas são definidas com base em experiência com operações similares e no histórico de perdas passadas e no julgamento
da administração da Empresa. Taxas cobradas são reconhecidas com base no método linear ao longo da vida da garantia. Qualquer
aumento de obrigações em relação à garantia são apresentados quando ocorrem nas despesas operacionais (vide Nota 22).
3.18.7. Instrumentos financeiros derivativos
A Empresa possui instrumentos financeiros derivativos para gerenciar sua exposição às taxas de juros e riscos cambiais, incluindo
contratos de câmbio a termo, taxa de juros e swaps de divisas. A Nota 43 inclui informações mais detalhadas sobre os instrumentos
financeiros derivativos.
Os derivativos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo na data do contrato, e posteriormente atualizados ao valor justo no final
do exercício. Quaisquer ganhos ou perdas são reconhecidos no resultado imediatamente, a menos que o derivativo seja designado e
efetivo como instrumento de hedge; Neste caso, o momento do reconhecimento no resultado depende da natureza da relação de
cobertura (ver Item 3.18.9).
3.18.8. Derivativos embutidos
Os derivados embutidos não derivativos, contratos principais são tratados como um derivado separado quando seus riscos e
características não estão intimamente relacionados com os dos principais contratos e estes não são mensurados ao justo valor através
de resultados.
F-58
3.18.9. Contabilização de hedge
A Empresa possui uma política de hedging e instrumentos financeiros derivativos designados como contabilidade de operações de
hedge, que são reconhecidos inicialmente pelo valor justo na data em que o contrato de derivativo é celebrado, sendo também
subsequentemente reavaliados ao valor justo contabilidade de cobertura. Derivativos são apresentados como ativos financeiros quando
o valor justo do instrumento for positivo, e como passivos quando o valor justo for negativo.
No início da relação de hedge, a Empresa documenta a relação entre o instrumento de cobertura e o item coberto, com seus objetivos
na gestão de riscos e sua estratégia para assumir várias operações de hedge. Além disso, ao celebrar o hedge e de forma contínua, os
documentos da empresa, se o instrumento de hedge usado em uma relação de cobertura seja altamente eficaz na compensação de
variações no valor justo ou fluxo de caixa do item coberto atribuível ao risco do hedge.
Para efeitos de contabilidade de hedge, a Empresa utiliza as seguintes classificações:
(a) Hedge pelo valor justo
As mudanças no valor justo dos derivativos são designadas e classificadas como hedges de valor justo, são registradas no rendimento
com quaisquer mudanças no valor justo dos itens cobertos atribuíveis ao risco coberto. As variações no valor justo dos instrumentos
de cobertura e do elemento coberto, atribuíveis ao risco de hedge, são contabilizadas no rendimento.
A contabilidade de hedge é descontinuada prospectivamente quando a Empresa cancelar a relação de cobertura, o instrumento de
cobertura expirar ou vencer, for rescindido ou executado, ou quando esse não mais for classificado como contabilidade de hedge. O
ajuste ao valor justo do item objeto de hedge, proveniente do risco de hedge, é registrado no resultado a partir dessa data.
(b) Hedge de fluxo de caixa
A parcela efetiva das mudanças no valor justo dos derivativos, que são designados e qualificados como hedge de fluxo de caixa, é
reconhecido na outra conta de resultados abrangentes. Os ganhos ou perdas relativos à parte não efetiva são reconhecidos
imediatamente no resultado.
Os valores reconhecidos previamente em outra conta de resultados abrangentes e acumulados no patrimônio são reclassificados para a
renda no exercício em que o item que é objeto de hedge é reconhecido nos resultados.
A contabilidade de cobertura é descontinuada quando a Empresa cancela a relação de cobertura, o instrumento de cobertura expira ou
é vendido, rescindido ou executado, ou não se qualifica mais como contabilização de hedge. Quaisquer ganhos ou perdas reconhecidos
em outros resultados abrangentes e acumulados no patrimônio líquido, a partir dessa data, permanecem no patrimônio líquido e são
reconhecidos quando a transação prevista for finalmente reconhecida no resultado. Quando nada mais for esperado além de que a
transação prevista ocorra, os ganhos ou perdas acumulados e deferidos no patrimônio são reconhecidos imediatamente nos resultados.
A Empresa utiliza instrumentos financeiros derivativos para a sua gestão de riscos financeiros, conforme descrito na Nota 43. A partir
do dia 1º de outubro de 2013, a Empresa adotou procedimentos contábeis para fins de cobertura em conformidade com as disposições
do IAS 39 com o objetivo de reduzir a volatilidade nas demonstrações financeiras geradas pela comercialização de instrumentos
financeiros derivativos e maior transparência das atividades de gestão de risco da Empresa.
F-59
A partir da data em que entra em hedge, a Empresa designa seus hedges de taxas de juros como Hedge de Fluxo de Caixa e,
consequentemente, a variação efetiva do valor justo dos instrumentos de hedge será representada na conta de resultados globais
Outros. Como a dívida protegida é reconhecida nos resultados financeiros, a variação do valor justo representado em Outros resultados
abrangentes do hedge são reconhecidos nos resultados financeiros com base na taxa de juros efetiva. A cada trimestre, a Empresa
realiza testes de efetividade para avaliar se os instrumentos derivativos protegem efetivamente e devem continuar a proteger a dívida
relacionada. Se durante o teste de eficácia, há uma parcela ineficaz, este valor é reconhecido imediatamente no resultado financeiro.
Cada relação de hedge é documentada, para que a dívida protegida seja identificada, o derivado, o objetivo, a estratégia de gestão de
riscos, as condições contratuais são designados para contabilidade de hedge e o método de medição da eficácia prospectiva e
retrospectiva seja indicado.
3.19. Benefícios pós-emprego
3.19.1. Obrigações de aposentadoria
A Empresa e suas controladas patrocinam diversos planos de aposentadoria, que são geralmente financiados por pagamentos a esses
fundos de aposentadoria, determinados por cálculos atuariais periódicos. A Empresa tem planos de benefício definido e planos de
contribuição variável também definidos. Nos planos de contribuição definida, a Empresa faz contribuições fixas para uma entidade
separada. Além disso, ela não tem nenhuma obrigação legal de fazer contribuições, se o fundo não tiver ativos suficientes para pagar
todos os empregados os benefícios relacionados aos serviços prestados nos períodos corrente e anteriores ligados a este tipo de plano.
Um plano de benefício definido é diferente de um plano de contribuição definida, uma vez que, nestes planos de benefícios definidos,
uma quantidade de benefícios de aposentadoria que um empregado receberá em sua aposentadoria é estabelecido, normalmente
dependente de um ou mais fatores, como idade, tempo de serviço e remuneração. Neste tipo de plano, a Empresa tem a obrigação de
honrar o compromisso, se o fundo não tiver ativos suficientes para pagar todos os empregados os benefícios relacionados aos serviços
prestados nos períodos correntes e anteriores relacionados com este tipo de plano.
O passivo reconhecido no Balanço com respeito a planos de benefício definidos é o valor presente da obrigação de benefício definido
na data do balanço, menos o valor justo dos ativos do plano. A obrigação de benefício definido é calculada anualmente por atuários
independentes, utilizando o método de crédito unitário projetado. O valor presente da obrigação de benefício definido é determinado
descontando as saídas de caixa futuros estimados. As taxas de juros utilizadas neste desconto são consistentes com valores mobiliários
do mercado, que são denominadas na moeda em que os benefícios serão pagos e que tenham prazos próximos daqueles da respectiva
obrigação do plano de aposentadoria.
Os ganhos e as perdas decorrentes de ajustes com base na experiência atuarial, de mudanças nas premissas atuariais e o rendimento
dos ativos do plano, são debitados ou creditados em outros resultados abrangentes.
Os custos de serviços passados são reconhecidos imediatamente nos resultados no período de ocorrência de uma mudança do plano.
No que diz respeito aos planos de contribuição definida, a Empresa faz o pagamento das contribuições de forma obrigatória, contratual
ou voluntária. A Empresa não possui obrigações de pagamento adicionais quando a contribuição é efetuada. As contribuições são
reconhecidas como despesa de benefícios a empregados, quando devidas. As contribuições feitas antecipadamente são reconhecidas
como um ativo na proporção em que um reembolso em dinheiro ou uma redução nos pagamentos futuros podem estar disponíveis.
F-60
3.19.2. Outras obrigações pós-emprego
Algumas controladasda Empresa oferecem benefícios de cuidados de saúde pós-aposentadoria aos seus empregados, além de seguro
de vida para empregados ativos e inativos. O direito a esses benefícios é geralmente condicionada à empregado ficar no trabalho até a
idade da aposentadoria e da conclusão de um tempo mínimo de serviço, ou da rescisão do trabalhador em relação a ser um empregado
ativo.
Os custos esperados desses benefícios são acumulados durante o período de emprego, utilizando a mesma metodologia de
contabilidade que é usada para os planos de aposentadoria de benefício definido. Os ganhos e as perdas decorrentes de ajustes com
base na experiência atuarial, de mudanças nas premissas atuariais, são debitados ou creditados em outros resultados abrangentes, no
período de espera para os restantes dos serviços dos empregados. Estas obrigações são avaliadas anualmente por atuários
independentes, qualificados.
3.19.3 Benefícios de Rescisão
Os benefícios de rescisão são pagos quando o emprego é rescindido pela Eletrobras antes da data normal de aposentadoria, ou sempre
que um empregado aceitar a demissão voluntária em troca desses benefícios. A Eletrobras reconhece os benefícios de rescisão no
período de: (i) quando a Eletrobras não puder retirar a oferta desses benefícios; e (ii) quando a entidade reconhecer os custos de
reestruturação que estão dentro do âmbito da IAS 37 e implicam o pagamento de benefícios de rescisão. No caso de uma oferta feita
para incentivar a demissão voluntária, benefícios de rescisão são medidos com base no número de empregados que, esperamos, irá
aceitar a oferta. Os benefícios que expiram após 12 meses a partir da data do balanço são descontados a valor presente.
3.20. Provisões
As provisões são reconhecidas para obrigações presentes (legal ou construtiva) resultante de eventos passados, em que é provável que
uma saída de recursos incorporando benefícios econômicos será necessária para liquidar a obrigação e uma estimativa confiável possa
ser feita do montante da obrigação. O valor reconhecido como provisão é a melhor estimativa das considerações necessárias para
liquidar a obrigação no final de cada período de relatório, levando em consideração os riscos e incertezas relacionados à obrigação.
Quando a provisão é mensurada com base nos fluxos de caixa estimados para liquidar a obrigação, é reconhecida com base no valor
presente desses fluxos de caixa (em que o efeito do valor temporal do dinheiro é relevante).
Quando alguns ou todos os benefícios econômicos, necessários para a liquidação de uma provisão, podem ser recuperados de um
terceiro, um ativo é reconhecido se, e somente se, o reembolso for virtualmente certo e o valor puder ser mensurado de forma
confiável.
3.20.1. Provisões para desativação de ativo
Conforme previsto na IAS 37 - Provisões, Passivos Contingentes e Ativos Contingentes, é constituída uma provisão ao longo da vida
útil econômica das usinas termonucleares. A finalidade desta disposição é destinar ao seu período de operação os custos a incorrer em
relação à sua desativação técnica e operacional, no final da sua vida útil estimada em 40 anos.
F-61
Os valores são cobrados ao resultado do exercício a valor presente com base em taxas anuais fixas em dólares americanos, a razão de
1/40 dos gastos estimados, registrados imediatamente e convertidos pela taxa de câmbio no final de cada período de validade (ver
Nota 31).
3.20.2. Provisão para obrigações legais relacionadas com processos judiciais
As provisões para contingências judiciais são reconhecidas quando é considerado mais provável do que não, que a defesa da Empresa
não será bem-sucedida e o montante a liquidar a obrigação e ser estimado com segurança.
3.20.3. Contratos onerosos
Provisões para obrigações presentes resultantes de contratos para consideração variável são reconhecidas quando os custos inevitáveis
para satisfazer as obrigações do contrato excedem os benefícios econômicos que se espera receber ao longo do mesmo contrato.
3.21. Adiantamento para futuro aumento de capital
Adiantamentos de recursos recebidos do acionista controlador e para aporte de capital serão concedidos em caráter irrevogável. Eles
são classificados como passivo não circulante quando o número de ações a serem emitidas não é conhecido, e eles são inicialmente
reconhecidos pelo valor justo e, subsequentemente atualizados pelo índice estabelecido contratualmente.
3.22. Capital social
Os custos incrementais diretamente atribuíveis à emissão de novas ações são demonstrados no patrimônio líquido como uma dedução
do valor introduzido, líquido de impostos.
Quando a Empresa compra suas próprias ações (ações em tesouraria), o valor pago, incluindo quaisquer custos adicionais diretamente
atribuíveis (líquidos de imposto de renda), são deduzidos do patrimônio líquido dos acionistas da Empresa até que as ações sejam
canceladas ou reemitidas. Quando essas ações são, subsequentemente, reemitidas, qualquer valor recebido, líquido de quaisquer custos
adicionais da transação, diretamente atribuíveis e dos respectivos efeitos do imposto de renda e contribuição social, é incluído no
patrimônio líquido dos acionistas da Empresa.
3.23. Juros sobre patrimônio líquido dos acionistas e dividendos
Os juros sobre o patrimônio líquido dos acionistas são imputados aos dividendos do exercício a ser calculado tendo como limite uma
porcentagem sobre o capital próprio, usando a Taxa de Juros a Longo Prazo - TJLP estabelecida pelo governo brasileiro, conforme
exigido por lei, limitado a 50% do lucro líquido resultado do exercício ou 50% das reservas de lucros, antes de incluir o lucro do
período, o que for maior.
O valor dos dividendos acima do mínimo obrigatório estabelecido pela Lei ou outro instrumento legal, ainda não aprovado na
Assembleia Geral, são apresentados no patrimônio líquido dos acionistas, em conta específica chamada dividendos propostos
adicionais.
F-62
3.24. Outros resultados abrangentes
Outros resultados abrangentes incluem itens de receita e despesa que não são reconhecidos na demonstração de resultados. Os
componentes de outros resultados abrangentes incluem:
a) Ganhos e perdas atuariais em planos de previdência de benefício definido;
b) Ganhos e perdas decorrentes da conversão de demonstrações financeiras de operações no exterior;
c) Ajuste de avaliação patrimonial sobre o resultado na reavaliação de ativos financeiros disponíveis para venda; e
d) Ajuste de avaliação patrimonial relativo à parcela efetiva de ganhos ou perdas em instrumentos de hedge no hedge de fluxo de
caixa.
3.25. Reconhecimento de receita
A receita é calculada pelo valor justo da contraprestação recebida ou a receber, deduzida de quaisquer estimativas de devoluções e
outras deduções similares.
3.25.1. Venda de energia e serviços
a) Geração e Distribuição
A receita de distribuição é classificada como: i) Fornecimento (venda) de Energia Elétrica a distribuidores; ii) Fornecimento de
energia elétrica ao consumidor, e; iii) Energia Elétrica no Mercado de Curto Prazo. A receita é mensurada pelo valor justo da
contraprestação recebida ou a receber, líquida de impostos e de quaisquer descontos incidentes sobre a mesma. Receitas provenientes
da venda de energia e serviços são reconhecidas quando for provável que os benefícios econômicos associados às transações fluirão
para a Empresa; o valor da receita possa ser mensurado de forma confiável; os riscos e benefícios relacionados à venda foram
transferidos para o comprador; os custos incorridos ou a incorrer referentes à transação podem ser mensurados de forma confiável; e a
Empresa não detém mais controle e responsabilidade sobre a energia vendida. Receita de construção ligados com o segmento de
distribuição de energia elétrica e uma parte de geração abrangidos no âmbito da IFRIC 12 também estão incluídos.
A fim de gerar concessões renovadas de acordo com a Lei 12.783/2013, houve uma mudança do sistema de preços para as tarifas, com
revisão tarifária periódica da mesma maneira já aplicada à atividade de transmissão de até então. A taxa é calculada com base nos
custos de operação e manutenção, além da alíquota de 10%, com a receita a ser registrada para a cobertura das despesas de operação e
manutenção com base no custo incorrido.
b) Transmissão
1) As receitas financeiras decorrentes da remuneração do ativo financeiro, até o final do período de concessão, recebidos de forma
proporcional leva em consideração a taxa média de retorno sobre os investimentos.
2) As receitas para a cobertura das despesas de operação e manutenção com base no custo incorrido.
3) As receitas do desenvolvimento da infraestrutura são reconhecidas no resultado em relação à fase de acabamento da obra, de acordo
com as estipulações na IAS 11 e mensurado com base nos valores justos. Os custos de desenvolvimento de infraestrutura são
reconhecidos à medida que são incorridos. A margem de construção adotada é estabelecida como sendo igual a zero, considerando que:
F-63
(i) A atividade da Empresa é a transmissão de energia elétrica;
(ii) A totalidade dos rendimentos de construção está relacionada com a construção de infraestruturas para a sua atividade, ou seja, a
transmissão de eletricidade
(iii) A Empresa terceiriza a construção da infraestrutura com partes não relacionadas.
3.25.2. Receita de dividendos e juros
O dividendo é reconhecido quando o direito do acionista de receber este dividendo é estabelecido e desde que seja provável que os
benefícios econômicos futuros fluirão para a Empresa e o valor da receita possa ser mensurado de forma confiável.
A participação na receita de participação é reconhecida quando for provável que os benefícios econômicos futuros fluirão para a
Empresa e o valor da receita possa ser mensurado de forma confiável. A receita de juros é reconhecida pelo método linear, com base
no tempo e na taxa de juros efetiva sobre o montante do capital em dívida. A taxa efetiva de juros é aquela que desconta exatamente os
recebimentos de caixas futuros estimados durante a vida estimada do ativo financeiro em relação ao valor contábil líquido inicial desse
ativo.
3.26. Arrendamento Mercantil
As Operações de Leasing comercial financeiras são capitalizadas no ativo imobilizado de que a Empresa detém direitos sobre ativos
tangíveis destinados à manutenção de suas atividades, decorrentes de leasing comercial financeiro que transfere ao arrendatário os
benefícios, riscos e controle de ativos. No início da leasing financeira, esses ativos são capitalizados pelo menor valor entre o valor
justo do arrendado e o valor presente dos pagamentos mínimos do arrendamento.
Os arrendamentos financeiros são registrados como se fossem uma compra financiada, contabilizando, no momento da compra, um
ativo imobilizado e um passivo de financiamento (arrendamento). Cada parcela paga do arrendamento é alocada, parcialmente ao
passivo e parcialmente aos encargos financeiros, para que, dessa forma, seja obtida uma taxa constante sobre o saldo da dívida em
aberto. As obrigações correspondentes, líquidas dos encargos financeiros, são incluídas em outros passivos de longo prazo.
Os juros e as outras despesas financeiras são contabilizados nos resultados durante o período do arrendamento, a fim de produzir uma
taxa de juro periódica constante sobre o saldo remanescente do passivo para cada período. O imobilizado adquirido por meio de
leasing financeiro (a) é classificado como Realizável a Longo Prazo, sendo amortizado durante a sua vida útil (Nota 22.4).
3.27. Subvenções governamentais
As subvenções governamentais não são reconhecidos até que haja segurança razoável de que a Empresa irá atender às condições
relacionadas e que os subsídios serão recebidos. Os subsídios do governo são reconhecidos sistematicamente no resultado durante os
períodos em que a Empresa reconhece como gastos os custos associados que o subsídio pretende compensar. Subsídios
governamentais a receber como compensação por despesas já incorridas, com o objetivo de oferecer apoio financeiro imediato à
Empresa, sem custos futuros correspondente, são reconhecidos no resultado do período em que são recebidos e alocados na reserva de
lucros, e não se destinam à distribuição de dividendos.
F-64
3.28. Paradas programadas
Os custos incorridos antes e durante as paradas programadas de usinas e linhas de transmissão são cobrados a receita no período em
que são incorridos.
3.29. Lucro básico e lucro diluído
O lucro básico por ação é calculado pela divisão do lucro atribuível aos acionistas da Empresa pela quantidade média ponderada de
ações em circulação (total de ações menos as ações em tesouraria). O lucro diluído por ação é calculado mediante o ajuste da
quantidade média ponderada de ações em circulação, para presumir a conversão de todas as ações potenciais diluídas, de acordo com a
IAS 33.
3.30. Apresentação de relatórios por segmentos de negócio
Os segmentos operacionais são definidos como componentes de uma empresa: a) que se dedica às atividades comerciais das quais essa
pode obter receitas e incorrer despesas, b) cujos resultados operacionais forem regularmente revistos pelo tomador de decisões
operacionais chefe da empresa- CODM, para tomar decisões a respeito dos recursos a serem alocados aos segmentos e avaliar o seu
desempenho e, c) da qual informações financeira discretas estiverem disponíveis. O tomador de decisões operacionais chefe da
Empresa é o Conselho de Administração. A Empresa determinou que possui os seguintes segmentos operacionais:
(I) Geração, consistindo na geração de eletricidade e sua venda às companhias de distribuição de energia elétrica e aos
consumidores livres, bem como atividades comerciais;
(II) Transmissão, consistindo na transmissão de energia elétrica em nome das concessionárias de energia elétrica;
(III) Distribuição, consistindo na transmissão de energia elétrica em nome das concessionárias de energia elétrica; e
(IV) Gestão, consistindo em quaisquer itens que não podem ser atribuídos aos demais segmentos, especialmente aqueles
ligados à gestão financeira corporativa, empréstimos compulsórios, investimentos de capital e outras despesas.
(V) Eliminações, consistindo em transações intersocietárias eliminadas para fins de consolidação.
As transações entre esses segmentos operacionais são determinadas à medida que forem realizadas, aos preços e condições que forem
definidas pelas partes, que consideram os termos que poderiam ser aplicados no mercado com as partes não relacionadas.
F-65
O segmento de lucro líquido (perda) referente ao período, conforme incluído nos relatórios de gestão interna revisados pelo CODM da
Empresa, é utilizado para medir o desempenho do segmento. O resultado líquido do segmento (perda) do período é determinado
utilizando as mesmas políticas contábeis para os lucros e perdas líquidos consolidados referentes ao exercício.
Os ativos do segmento, conforme incluídos nos relatórios de gestão interna revisados pelo CODM da Empresa, consiste em ativos
imobilizados e ativos intangíveis. Os ativos do segmento são determinados utilizando as mesmas práticas contábeis utilizadas para
determinar o ativo imobilizado consolidado e os ativos intangíveis consolidados.
As informações a respeito dos passivos do segmento não são fornecidas ao CODM e, portanto, não foram divulgadas.
Substancialmente todas as receitas da Empresa são de clientes externos localizados no Brasil, e todo o realizável a longo prazo da
Empresa está fisicamente e substancialmente localizado no Brasil.
Informação sobre as receitas por produtos e serviços de clientes externos é incluída na Nota 37 e Nota 44.
Não há receitas derivadas de um único cliente que representa 10 por cento ou mais da receita consolidada total da Empresa para os
exercícios findos em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014.
F-66
NOTA 4 - ESTIMATIVAS E JULGAMENTOS CONTÁBEIS
Ao aplicar as políticas contábeis, a administração da Empresa deve fazer julgamentos e fazer estimativas sobre os valores contábeis de
receitas, despesas, ativos e passivos, e a divulgação nas notas explicativas até a data das demonstrações financeiras, para as quais são
facilmente obtidas de outras fontes. As estimativas e as respectivas premissas estão baseadas na experiência histórica e em outros
fatores considerados relevantes. As estimativas e as premissas subjacentes são revistas continuamente. Os efeitos das revisões nas
estimativas contábeis são reconhecidos no período em que as estimativas são revistas, se a revisão afetar apenas este período, ou
também em períodos subsequentes se a revisão afetar tanto este período quanto períodos futuros.
Embora essas estimativas e premissas sejam continuamente monitoradas e revisadas pela administração da Empresa e suascontroladas,
a materialização do valor contábil das receitas, despesas, ativos e passivos é inerentemente incerta porque requer o uso de julgamento.
A seguir estão os principais pressupostos das estimativas contábeis consideradas mais críticas pela administração da Empresa e suas
controladasquanto ao futuro e outras fontes importantes de incerteza que podem levar a ajustes significativos nos valores contábeis de
ativos e passivos nos próximos períodos:
F-67
I. Ativo e passivo fiscal deferido
As estimativas de rendimentos tributáveis (base de análise da realização dos ativos por impostos deferidos líquidos) baseiam-se
nos orçamentos anuais e no plano estratégico, ambos revistos periodicamente e no histórico de rentabilidade. Contudo, as
receitas tributáveis futuras podem ser maiores ou menores do que as estimativas usadas pela Administração para determinar se
há ou não o valor do ativo por impostos deferidos a reconhecer (ver Nota 10).
II. Provisão para redução do valor recuperável de ativos de longa duração
A administração da Empresa considerou hipóteses e dados técnicos para a preparação do teste de impairment para os ativos de
longo prazo, para verificar se o valor contábil do ativo imobilizado e intangível não é superior ao valor futuro recuperável e,
quando for o caso, uma perda por impairment é reconhecida. Pressupostos são usados neste processo, com base na experiência
histórica de gerenciamento do ativo, grupo de ativos ou unidade geradora de caixa, bem como práticas de avaliação comumente
utilizadas no mercado. Tais pressupostos podem eventualmente ser imprecisos, inclusive no que se refere à vida útil estimada.
Atualmente, a vida útil adotada pela Empresa está de acordo com as práticas especificadas pela ANEEL, aplicáveis a ativos
vinculados a concessões públicas de energia elétrica, que podem variar em decorrência da análise periódica da vida útil dos
ativos. Além disso, a vida útil é limitada ao prazo da concessão.
Diversos eventos inerentemente incertos também afetam a determinação das variáveis e premissas utilizadas pela
Administração da Empresa e de suas controladasno cálculo de fluxos de caixa futuros descontados com a finalidade de
reconhecer o valor recuperável de ativos de longo prazo. Esses fatores incluem: manter os níveis de consumo de eletricidade;
taxa de crescimento econômico do país; disponibilidade de recursos hídricos; e outros fatores referentes ao término dos
períodos de concessão para as concessionárias de energia elétrica, particularmente no que se refere ao valor de reversão no final
do período de concessão. Para o valor de reversão no final da concessão, a Empresa presume para geração e transmissão que a
indenização é contratualmente estabelecida, quando aplicável, pelo valor do novo valor de reposição (VNR). Estes são os
valores esperados de indenização no final do período de concessão de geração e transmissão de energia elétrica (ver práticas
contábeis na Nota 3.11.1 e movimentações das provisões no exercício na Nota 20). A variável mais importante foi a taxa de
desconto utilizada nos fluxos de caixa, com definição de percentual específico para o segmento de geração (6,33%). A taxa
utilizada para Angra 3 considera as características específicas do segmento nuclear, bem como certas suposições relativas ao
financiamento, estrutura de capital específica do projeto e beta alavancada, calculada com base nas premissas da ANEEL. A
percentagem utilizada foi 5,44%.
III. Base de determinação de indenização pelo poder concedente sobre concessões
A Lei 12.783/2013, promulgada em 11 de janeiro de 2013, definiu o novo valor de reposição (VNR) como base para o cálculo
da indenização pela autoridade concedente de concessão. Para as concessões ainda não prorrogadas, a Empresa adotou o
pressuposto de que os ativos podem ser revertidos no final dos contratos de concessão. Com base nesse pressuposto, para as
concessões já prorrogadas, foram mantidas as contas a receber da autoridade concedente sobre a Rede Básica do Sistema
Existente (RBSE), para investimentos realizados após o projeto base das usinas e transmissão (modernização e melhorias)
F-68
e para os ativos de geração termal. Estes valores estão sujeitos à autorização da ANEEL conforme relatado na Nota 2.1. A
Empresa adotou o novo valor de reposição (VNR) como forma de cálculo do valor a ser indenizado pela Autoridade de
Outorga da Concessão pela parcela dos ativos de geração e transmissão não totalmente amortizados no final da concessão. Para
os ativos de distribuição, a Base de Ativos Regulatórios (BRR) foi definida para este cálculo.
IV. Vida útil dos bens do imobilizado
A administração da Empresa usa os critérios definidos na Resolução ANEEL nº 367, de 2 de junho de 2009, para a
determinação da vida útil estimada dos ativos permanentes, limitada ao período de concessão, conforme entendido como
representando adequadamente a vida útil (ver Nota 16).
V. Provisão para desmobilização de ativos
A Empresa reconhece uma provisão para obrigações referentes ao desativamento de ativos relacionados às suas usinas
termonucleares. Para determinar o montante da provisão, são feitas premissas e estimativas com relação às taxas de desconto,
ao custo estimado de desativação e remoção de toda a planta do local e ao tempo esperado em que tais custos são incorridos
(ver Nota 31). A estimativa dos custos baseia-se nos requisitos legais e ambientais para as responsabilidades de desativação e
remoção de toda a planta, bem como os preços dos produtos e serviços a serem utilizadas no final da vida útil.
VI. Obrigações atuariais
As obrigações atuariais são determinadas utilizando-se cálculos atuariais elaborados por atuários independentes, com base na
expectativa de vida do participante (tabela AT-2000), idade média de aposentadoria e inflação. No entanto, os resultados
futuros reais dos benefícios poderiam ser diferentes dos resultados atuais e os registrados nos livros (ver Nota 29).
VII. Provisão para riscos trabalhistas, tributários e cíveis
As provisões para questões trabalhistas, tributárias e cíveis, quando aplicável, são reconhecidas quando existem obrigações
(legais ou construtivas) decorrentes de eventos passados, é provável (mais provável que não) que haverá uma saída de recursos
que incorpora benefícios econômicos para liquidar a obrigação, e uma estimativa confiável do montante para liquidar a
obrigação pode ser feita. Essa avaliação é feita a critério da administração, incluindo o aconselhamento de seu consultor
jurídico, considerando a jurisprudência, decisões nos tribunais, o histórico de quaisquer acordos e decisões, a experiência da
administração e do consultor jurídico, bem como outros aspectos relevantes. (ver Nota 30).
VIII. Provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD
A Empresa estabelece uma provisão para créditos de liquidação duvidosa para recebíveis e empréstimos que a Administração
entende como incerta em termos de recebimento efetivo. A PCLDpara clientes é calculada com base em contas a receber com
mais de 90 dias de atraso para consumidores da classe residencial, 180 dias para clientes da classe comercial e 360 dias para
consumidores industriais, rurais, governamentais e de classe de utilidade pública. Considera ainda uma análise individual dos
recebíveis e do saldo de cada consumidor, com base na experiência da Administração em relação a perdas efetivas, bem como a
existência de garantias reais.
F-69
A PCLD para empréstimos concedidos é estabelecida com base nos valores de contas a receber vencidas. A PCLD é revertida
depois que uma dívida é liquidada ou renegociada.
IX. Avaliação de instrumentos financeiros
Conforme descrito na Nota 43, a Administração da Empresa utiliza técnicas de avaliação que incluem informações que não
estão baseadas em dados de mercado observáveis para estimar o valor justo de determinados tipos de instrumentos financeiros.
A Nota 43 mostra as informações sobre as principais premissas utilizadas para determinar o valor justo dos instrumentos
financeiros, bem como a análise de sensibilidade dessas premissas. A Administração da Empresa e suas controladasconsidera
que as técnicas de avaliação selecionadas e as premissas utilizadas são adequadas para a determinação do valor justo dos
instrumentos financeiros.
X. Contratos onerosos
A Empresa e suas controladasutilizam suposições relativas aos custos e benefícios econômicos de cada contrato para determinar se
existem ou não contratos onerosos. No caso de compromissos de longo prazo para compra e venda de energia, uma das estimativas
críticas para determinação do valor provisionado para venda futura no contrato é o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) histórico
médio aprovado pela Administração da Empresa como uma hipótese de cálculo da provisão para contratos onerosos, unicamente para
fins contábeis, bem como a taxa de desconto utilizada para os fluxos de caixa. Os valores reais do PLD e/ou dos itens considerados
dentro da taxa de desconto poderão ser, ao longo dos anos, superiores ou inferiores aos correspondentes aos pressupostos utilizados
pela Empresa. Adicionalmente, a Empresa também pode ter contratos onerosos em concessões onde o custo esperado de corrente para
operações e manutenção não é totalmente cobertos pela receita (ver Nota 33).
XI. Riscos relacionados ao cumprimento (“compliance”) de leis e regulamentos
a) Lava Jato
Em resposta a investigações no âmbito da “Operação Lava Jato”, sobre irregularidades envolvendo funcionários, empreiteiros e
fornecedores da Eletrobras e de sociedades de propósito específico (SPE) nas quais a Eletrobras detém participações acionárias
minoritárias, em 2015, o Conselho de Administração da empresa (CAE) decidiu por iniciar um procedimento investigativo, em face
do risco de tais irregularidades apontadas poderem afetar alguns dos principais investimentos da Eletrobras.
Para conduzir a investigação, foi contratado escritório de advocacia norte-americano Hogan Lovells US LLP, com notória
especialização em ações investigativas e instaurada a Comissão Independente de Gestão da Investigação (CIGI), composta de
especialistas notórios e independentes contratados para exercerem a supervisão do processo de investigação.
O procedimento investigatório seguiu os princípios adotados pela Securities and Exchange Commission (SEC) e Department of
Justice (DOJ) para procedimentos desta natureza, em vista de que, após 2008, quando a Eletrobras passou a ser listada na Bolsa de
Valores de Nova York por meio de ADR’s – American Deposit Receipts,, tornou-se sujeita às leis norte-americanas que regulam o
mercado de capitais, em especial, a toda a regulamentação fixada pelo U.S. Securities and Exchange Act. Dentre essas leis encontra-se
a Foreign Corrupt Practices Act (FCPA), que, em síntese, criminaliza os atos de corrupção, tais como o pagamento a funcionários de
governos estrangeiros, partidos políticos, candidatos a cargos políticos estrangeiros em troca de vantagens comerciais ou econômicas.
F-70
Neste contexto, o escopo da investigação interna independente compreende a avaliação de eventual existência de irregularidades,
incluindo violações ao FCPA, à legislação brasileira, ao Código de Ética e políticas de integridade da Eletrobras.
No decorrer de 2015 e 2016, no âmbito da operação Lava Jato, as operações Radioatividade e Pripyat resultaram em mandados de
prisão contra ex-executivos da Eletronuclear, bem como contra outras partes. A Eletrobras vem cooperando com as autoridades no
compartilhamento de informações levantadas pela investigação independente, participando, inclusive, como assistente de acusação
contra os réus nestes processos criminais.
Visando facilitar e garantir o andamento das investigações, a administração da Companhia vem adotando as medidas de governança
requeridas e/ou recomendadas pelo Hogan Lovells e pela Comissão Independente. Desde o início da investigação, a Eletrobras
substituiu todo o seu Conselho de Administração, contratou um novo CEO e vem reforçando sua estrutura de compliance. Em meados
de 2016, foi criada a Diretoria de Conformidade, responsável pela coordenação do programa de compliance e pelo gerenciamento de
riscos na Companhia e nas suas subsidiárias.
No mesmo sentido, a Eletrobras revisou contratos específicos nos quais as investigações identificaram possíveis irregularidades, tendo
sido os mesmos suspensos quando encontradas quaisquer irregularidades.
Em relação aos empregados e diretores envolvidos nas situações identificadas pela investigação, a Eletrobras já tomou medidas
punitivas na esfera administrativa, incluindo a suspensão e o desligamento do contrato de trabalho. Atualmente, estão sendo estudadas
as possibilidades jurídicas de responsabilização de tais funcionários, na esfera cível, já estando a Eletrobras em negociação com a
AdvocaciaGeral daUnião quanto à propositura de eventuais ações de improbidade.
Em outubro de 2016, a investigação independente completou a etapa que tinha como objetivo identificar atos ilícitos que pudessem
causar eventuais distorções significativas nas demonstrações financeiras consolidadas da Companhia. Nesta etapa, foram descoberto
superfaturamentos relacionados a licitações fraudulentas oriundas da prática de cartel e propinas que teriam sido pagas por certos
empreiteiros e fornecedores contratados, desde 2008, por, subsidiárias e algumas das SPE não controladas pela Companhia.
1) Resumo das conclusões da Investigação Independente
Os relatórios finais da Investigação Independente incluem algumas conclusões com seus impactos qualitativos e quantitativos
nas demonstrações financeiras (divulgações e/ou contabilidade) estimadas em alguns, mas não todos, projetos de geração de
energia incluídos no escopo da investigação. Os relatórios da Investigação Independente reportam determinados
superfaturamentos relacionados à propina e licitações fraudulentas (uma forma de fraude em que um contrato comercial é
prometido a uma única parte, embora muitas outras partes também apresentem proposta na licitação. Esta prática é ilegal na
maioria dos países) consideradas como ser de natureza ilícita em alguns contratos, desde 2008, com algumas empreiteiras e
fornecedores dos projetos afetados. A gama de suborno estimada impacta entre 1% e 6% do preço do contrato e outros valores
fixos, e o impacto nas licitações fraudulentas estimado é de 10% dos pagamentos relacionados com um contrato específico
(R$ 16 milhões). Os impactos da Investigação Independente sobre as demonstrações financeiras são apresentados abaixo no
item “Impactos sobre as Demonstrações Financeiras Consolidadas” e estão a seguir demonstrados.
F-71
A Investigação Independente incluiu descobertas relacionadas a licitações fraudulentas e propinas que teriam sido pagas por
certos empreiteiros e fornecedores contratados por controladasda Empresa, bem como certos empreiteiros e fornecedores de
algumas das SPEs não controladaspela Empresa.
A Investigação Independente incluiu resultados relacionados a propinas que teriam sido recebidas por determinados ex-
funcionários ou funcionários de controladase SPEs não controladaspela Empresa.
A Investigação Independente descobriu propinas utilizadas para financiar pagamentos indevidos a partidos políticos,
funcionários eleitos ou outros funcionários públicos, funcionários de empreiteiros, ex-funcionários de controladas e SPEs da
Eletrobras e outros indivíduos envolvidos em licitações fraudulentas. A maior parte dos pagamentos supostamente indevidos
foi feita pelos empreiteiros e fornecedores e por intermediários que agiam em nome desses empreiteiros e fornecedores.
Adicionalmente, os relatórios finais da Investigação Independente incluíram descobertas diferentes relacionadas com o possível
superfaturamento em alguns projetos de geração de energia que estão incluídos no âmbito dessa investigação. Como a
Investigação Independente não concluiu que tal possível superfaturamento foi causado por atividades ilícitas, a administração
da Empresa não acredita que este possível superfaturamento possa impactar suas demonstrações financeiras consolidadas.
2) Impactos nas demonstrações financeiras consolidadas
Para determinar os ajustes ou divulgações nas demonstrações financeiras consolidadas da Empresa decorrentes da investigação,
a administração levou em consideração as conclusões alcançadas e as descobertas identificadas em cada um dos relatórios
finais de investigação que foram aprovados pela Comissão Independente, pelo Conselho de Administração, pelo Conselho
Fiscal e pela Diretoria Executiva, sendo esses os órgãos responsáveis pela governança da Empresa.
A Empresa concluiu que, de acordo com o International Accounting Standard - IAS 16 - Ativos, Usina e Equipamento
(Property, Plant e Equipment), os montantes atribuídos ao superfaturamento devido a subornos e/ou às licitações fraudulentas,
consideradas de natureza ilícita, não deveriam ter sido considerados como parte do custo de seus ativos, usina e equipamento -
imobilizado ou no imobilizado de suas SPEs não controladaspela Empresa. Esses montantes capitalizados como parte do preço
do contrato não são custos atribuíveis ao transporte do ativo para o seu local, nem à condição necessária para que tal ativo
possa operar de acordo com a forma pretendida pela administração.
Entretanto, a Empresa foi incapaz de determinar cada período anterior a 2014 nos quais as alterações devem ser registradas em
suas demonstrações financeiras, pelos seguintes motivos:
As informações disponibilizadas à Empresa pela Investigação Independente, ou de outra forma disponíveis para a
Empresa, identificavam os empreiteiros e fornecedores envolvidos no esquema de superfaturamento e um período em
que este esteve em vigor, e indicavam alguns contratos afetados, mas não especificavam pagamentos contratuais
individuais que incluem superfaturamento ou os períodos reportados em que os superfaturamentos possam ter ocorrido
(os relatórios e conclusões da investigação determinaram que não havia base razoável para estabelecer ou estimar os
períodos específicos e os montantes de superfaturamento ocorridos);
F-72
Como a maior parte desses alegados superfaturamentos foi feita por empreiteiros e fornecedores externos, não
podemos identificar os valores e períodos exatos que a Empresa pode ter realizado pagamentos em excesso. A
informação para determinar o valor que a Empresa potencialmente foi cobrada a mais por esses empreiteiros e
fornecedores não estava contida nos registros contábeis da Empresa ou em seus sistemas de controle interno. Além
disso, a informação utilizada nesta investigação foi limitada à informação interna da Empresa e de suas controladase
SPEs não controladaspela Empresa e não permitem a determinação dos valores de tais pagamentos em excesso que
foram realizados antes de 2014 e uma base definindo cada um dos períodos;
Como os supostos pagamentos indevidos eram de natureza ilícita, mesmo que os depoimentos disponíveis para a
equipe de investigação tenham revelado algumas informações que permitiram a estimativa total a ser feita, eles não
forneceram informações suficientes para determinar se esses pagamentos em excesso foram realizados em períodos
anteriores a 2014 e não se esperava que os registros específicos destas atividades estivessem disponíveis; e
A Investigação em curso por parte das autoridades brasileiras é focada em determinar o envolvimento dos indivíduos
sob investigação com atos ilegais, e não na obtenção de informação quantitativa sobre cada um dos períodos
anteriores. Além disso, a legislação brasileira não permite o acesso irrestrito aos registros internos e documentos de
fornecedores em processos civis e, portanto, não esperávamos obter informações com respeito a períodos anteriores.
Como discutido anteriormente, não existia informação suficiente para permitir que a Empresa determine o período específico
durante o qual a Empresa efetuou pagamentos específicos em excesso, assim, a Empresa concluiu que, depois de esgotar todos
os esforços razoáveis, era impraticável determinar os efeitos específicos de um período anterior à 2014 dos pagamentos
indevidos em suas demonstrações financeiras consolidadas, em conformidade, o ajuste para os pagamentos em excesso de
forma incorreta capitalizados foi reconhecido em 2014. A Empresa entende que essa abordagem era a mais apropriada de
acordo com as exigências do IRFS para a correção de um erro.
A Empresa também não recuperou e não foi capaz de estimar quaisquer valores recuperáveis potencialmente pagos
indevidamente nesse período. Quaisquer valores recuperados em última análise seriam reconhecidos como receita quando
recebidos ou quando sua realização for praticamente certa.
Assim, conforme permitido pela IAS 8 - Políticas Contábeis, Mudanças de Estimativas e Erros (Accounting Policies, Changes
in Accounting Estimates e Errors), a Empresa registrou como despesa em suas demonstrações financeiras consolidadas de 2014
os valores cumulativos estimados de pagamentos ilegais realizados em todos os períodos anteriores a 2015.
Para os valores de pagamentos ilegais identificados pela Empresa, que se relacionam aos contratos/aditamentos celebrados após
31 de dezembro de 2014, foi feito seu lançamento como despesa nas demonstrações financeiras de 2015 da Empresa.
A Empresa não identificou quaisquer valores após 31 de dezembro de 2015 que possam ter sido afetados pelo esquema de
superfaturamento.
F-73
Portanto, em 2014, a Empresa registrou o total de R$ 195,1 milhões de custos capitalizados representando valores estimados
que as controladas da Eletrobras pagaram indevidamente para a aquisição de ativos, usina e equipamentos desde 2008, e,
consequentemente, um valor de R$ 132,4 milhões relacionados a perdas reconhecidas em 2014 por essas controladas da
Eletrobras foi revertido. Da mesma maneira, a Empresa reconheceu uma perda de R$ 91,5 milhões em seus resultados de
investimentos pelo método de equivalência relacionados a certas investidas (SPEs não controladas pela Empresa). Os valores
incluíram os resultados dos relatórios finais da investigação independente do Hogan Lovells e os custos de empréstimo
correspondentes e outros encargos capitalizados.
Adicionalmente, com base nos relatórios finais da Investigação Independente relacionados a questões financeiras e contábeis, a
Empresa registrou em 2015 R$ 16 milhões relativos a contratos/aditamentos celebrados após 31 de dezembro de 2014 e,
consequentemente, um valor de R$ 11,5 milhões relacionados a perdas anteriormente reconhecidas por essas controladas da
Eletrobras foi revertido.
O resumo desses ajustes cumulativos aos balanços consolidados e demonstrações dos lucros ou prejuízos acumulados de 2015
e 2014 é o seguinte:
Achados da Investigação Dez 2015 Dez 2014
Angra 3 (11.514 ) (129.799 )
Mauá 3 (4.482 ) (62.684 )
Simplício - (2.644 )
(15.996 ) (195.127 )
Balanços Dez 2015 Dez 2014
Ativos Imobilizados
Custos (15.996 ) (195.127 )
Impairment 11.514 132.443
Investimentos pelo Método de Equivalência - (91.464 )
(4.482 ) (154.147 )
Demonstrações de lucros e prejuízos Dez 2015 Dez 2014
Achados da Investigação......... (15.996 ) (195.127 )
Encargos de impairment (Encargos operacionais) 11.514 132.443
Resultados de investimentos pelo método de equivalência - (91.464 )
(4.482 ) (154.147 )
A Eletrobras vem implementando diversas ações de governança e remediação, adotando medidas necessárias para investigar as
alegações relativas à Operação Lava Jato, além de avaliar as possibilidades de ressarcimento face aos danos sofridos em razão de
condutas ilícitas.
Contudo, ainda que tenha havido a conclusão da etapa da investigação independente com vistas ao reconhecimento contábil de atos
ilícitos, procedimentos adicionais relacionados ao processo investigatório ainda estão em andamento, especialmente para atendimento
aos requisitos das comissões de Enforcement da SEC e DOJ .
De acordo com o atual conhecimento da Eletrobras, não se espera que esses procedimentos tragam informações relevantes adicionais
relevantes que possam gerar impactos significativos nas suas demonstrações financeiras. Contudo, as investigações da “Operação
Lava Jato” ainda não foram conluídase o Ministério Público Federal poderá levar tempo considerável para concluir todos os seus
procedimentos de apuração dos fatos. Dessa forma, novas informações relevantes podem ser reveladas no futuro, o que poderá levar a
Eletrobras a reconhecer ajustes adicionais nas suas demonstrações financeiras.
F-74
Em janeiro de 2017, o Conselho de Administração da Eletrobras aprovou as tratativas para a contratação de escritório de advocacia
americana para a condução da nova etapa do processo de investigação. Na mesma reunião, o Conselho de Administração autorizou a
assinatura dos instrumentos jurídicos com as autoridades americanas (“Tolling Agreement” e “Statute of Limitation The Second
Consecutive”), estendendo o prazo prescricional para a ação de investigação. A assinatura desses documentos demonstra a
cooperação e a boa-fé da Eletrobras com relação às autoridades estadunidenses, tratando com clareza e transparência todas as
questões corporativas envolvidas.
Para prosseguirmos com os Procedimentos Adicionais discutidos com os reguladores norte-americanos e brasileiros, a Eletrobras está
realizando um concurso para contratar um escritório de advocacia americano.
No entanto, devido aos procedimentos de licitação a que a Eletrobras está sujeita como membro da Administração Federal Indireta, a
contratação da empresa americana que conduzirá os Procedimentos Adicionais ainda não está completa.
Para garantir a continuidade dos Procedimentos Adicionais durante o processo de licitação, a Eletrobras prorrogou até julho de 2017
seu contrato anterior com a Hogan Lovells.
Em abril de 2017, em decorrência dos acordos de delação premiada celebrados pelos executivos do grande grupo brasileiro de
construção Odebrecht, o Supremo Tribunal Federal solicitou que fossem iniciadas investigações para investigar a conduta dos
políticos a que se referiam esses acordos. Essas investigações se referem exclusivamente aos indivíduos sobre os quais o Supremo
Tribunal Federal tem jurisdição exclusiva. Além disso, outras investigações oficiais podem ser iniciadas contra indivíduos que estão
sujeitos à jurisdição dos tribunais inferiores.
Certas alegações de possíveis atos ilegais foram tornadas públicas no âmbito do projeto Santo Antônio, no qual temos participação
minoritária indireta através de nossa subsidiária Furnas.
A Hogan Lovells, sob a supervisão direta do Comitê Independente, continua a monitorar os acordos de delação premiada tornados
públicos, bem como outras informações publicadas pela imprensa e o desenvolvimento da investigação da Lava Jato. Caso as
alegações relacionadas ao projeto Santo Antônio se revelem verdadeiras, nossa administração acredita que não haverá um impacto
relevante em nossas demonstrações financeiras consolidadas, uma vez que reconhecemos encargos por impairment de acordo com a
IAS 36 - Impairmentde Ativos, num montante suficiente para cobrir os valores alegados.
c) Processos judiciais envolvendo a Empresa - Ação Coletiva
Em 22 de julho de 2015 e 15 de agosto de 2015, foram instauradas duas reclamações de ação de classe de títulos putativos foram
protocoladas contra a Eletrobras e alguns de nossos empregados no Tribunal Distrital dos Estados Unidos do Distrito Sul de Nova
Iorque (SDNY) (ver Nota 30 e Nota 47.10).
F-75
NOTA 5 - CAIXA, EQUIVALENTES DE CAIXA E CAIXAS RESTRITOS
31/12/2016 31/12/2015
I - Aplicações de liquidez imediata:
Caixa e bancos 295.549 656.505
Aplicações financeiras 384.119 737.468
679.668 1.393.973
II - Caixas vinculados:
Recursos de CCC 393.520 346.874
Comercialização - Itaipu 256.192 47.082
Comercialização - PROINFA 998.380 232.785
Recursos da RGR 33.254 20.692
1.681.346 647.433
2.361.014 2.041.406
Os recursos financeiros são detidos junto ao Banco do Brasil S.A., nos termos da legislação específica para Empresas de Economia
Mista sob controle do Governo Federal, conforme Decreto-Lei 1.290, de 3 de dezembro de 1973, com as alterações decorrentes da
Resolução nº 4.034, de 30 de novembro de 2011, do Banco Central do Brasil, que estabelece novos mecanismos de alocação das
empresas que compõem a Administração Federal Indireta.
Aplicações financeiras para liquidez imediata estão incluídas em fundos de investimento financeiro extra-comercial, que são
direcionados para obter retornos com base na taxa média de referência do Sistema Especial de Liquidação e Custódia - SELIC.
Os saldos considerados como equivalentes de caixa são investimentos de curto prazo de alta liquidez que podem ser prontamente
convertidos para um montante de caixa conhecido, sujeitos a um insignificante risco de mudança de valor e mantidos com a finalidade
de cumprir compromissos de caixa de curto prazo, incluindo gestão de caixa geral na Empresa.
Caixa Restrito - São recursos coletados pelos respectivos fundos que são utilizados exclusivamente para manter as disposições
reguladoras que regem os fundos e não estão disponíveis para a Empresa. A variação desse saldo deve-se principalmente à negociação
de energia elétrica do Proinfa. Para mais informações, ver Nota 7 (a).
NOTA 6 - TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS
Através da Resolução nº 3.284, de 25 de maio de 2005, do Banco Central do Brasil, estabeleceu-se que qualquer investimento de
recursos resultante de receitas de empresas públicas ou de economia mista da Administração Federal Indireta só pode ser efetuado em
fundos de investimento extra-mercado administrados pela Caixa Econômica Federal e pelo Banco do Brasil S.A., de forma que a
Empresa e suas controladas invistam seus recursos em fundos extra-mercado apoiados principalmente por títulos públicos de longo
prazo, cuja utilização considera tanto o programa de investimentos corporativos de curto prazo como a manutenção da posição
operacional de caixa da Empresa.
Em relação às partes beneficiárias, o ajuste é feito a valor presente. Os certificados de investimento resultantes de incentivos fiscais
para o Fundo de Investimento do Nordeste (FINOR) e o Fundo de Investimentos da Amazônia (FINAM) são ajustados para provisões
de perdas e, como tal, são apresentados em valores líquidos.
O detalhamento dos títulos comercializáveis é o seguinte:
F-76
CIRCULANTE
Valores Mobiliários
Agente Financeiro e de Custódia Expiração Índice 31/12/2016 31/12/2015
LFT Banco do Brasil Mais de 90 dias SELIC 292.043 195.368
LTN Banco do Brasil Mais de 90 dias Pré-fixado 4.963.575 4.691.729
LTN CEF Mais de 90 dias Pré-fixado 39.513 214.210
NTN-B Banco do Brasil Mais de 90 dias IPCA 18.803 467.735
NTN-B CEF Mais de 90 dias IPCA 14.325 - NTN-F Banco do Brasil Mais de 90 dias Pré-fixado 95.914 191.693
Opções comprometidas CEF - - 58.356 1.082.039
Opções comprometidas Banco do Brasil - - 2.298 - OUTRO - - - 13.151 - TOTAL CIRCULANTE 5.497.978 6.842.774
NÃO CIRCULANTE
Valores Mobiliários
Agente Financeiro e de Custódia Expiração Índice 31-12-2016 31-12-2015
NTN-B Banco do Brasil Mais de 90 dias IPCA 434 405
FINOR/FINAM - - - 876 916
AÇOES BENEFICIÁRIAS - - - 244.420 190.847
OUTRO - - - 1.505 2.822
NÃO CIRCULANTE TOTAL 247.235 194.990
6.1 - PARTES BENEFICIÁRIAS - Títulos adquiridos como resultado da reestruturação do investimento da Empresa na subsidiária
INVESTCO S.A. Esses ativos garantem retornos anuais iguais a 10% dos lucros das referidas empresas, pagos em conjunto com
dividendos, e serão resgatados no vencimento em outubro de 2032, por meio da conversão em ações preferenciais do capital social
dessas empresas, conforme demonstrado a seguir:
31/12/2016 31/12/2015
Lajeado Energia 451.375 451.375
Paulista Lajeado 49.975 49.975
Ceb Lajeado 151.225 151.225
Valor Consignado 652.575 652.575
Ajuste do Valor Atual (408.155 ) (461.728 )
Valor Presente 244.420 190.847
F-77
NOTA 7 - CLIENTES 31/12/2016 31/12/2015
CIRCULANTE Maturação
Vencimento em 90 dias ou
menos
Mais de
90 dias
Créditos Renegociados
(b) Total Total
AES ELETROPAULO 30.574 - 2 - 30.576 18.072
AES SUL 28.326 - - - 28.326 24.294
AMPLA 24.686 131 - - 24.817 26.661
CEA 10.052 19.204 4.555 267.217 301.028 244.567
CEB 4.694 520 2 - 5.216 5.820
CEEE 27.147 - - - 27.147 29.908
CELESC 44.187 - - - 44.187 44.085
CELPA 43.127 1.297 7.812 11.568 63.804 66.292
CELPE 20.347 - 56 - 20.403 22.568
CEMAR 22.836 1 - - 22.837 23.803
CEMIG 34.691 - - - 34.691 37.797
CESP 1.656 - - - 1.656 6.428
COELBA 32.561 - 58 - 32.619 36.067
COELCE 30.834 - - - 30.834 30.935
COPEL 79.278 - - - 79.278 67.248
CPFL 18.206 - 165 - 18.371 14.247
EBE 9.614 - - - 9.614 7.968
ELEKTRO 41.123 - - - 41.123 42.180
ENERGISA 30.919 2.609 76.517 - 110.045 87.498
ENERSUL 11.416 - - - 11.416 16.368
ESCELSA 18.783 - 60 - 18.843 17.517
LIGHT 51.949 - 123 - 52.072 55.978
PIRATININGA 2.451 - 54 - 2.505 3.269
RGE 27.626 7 - - 27.633 27.096
Renovação do crédito (b) - - - 23.601 23.601 22.840
CCEE Trading 147.128 120.601 232.006 - 499.735 439.478
Uso da Rede de Eletricidade 229.646 2.177 31.983 - 263.806 251.341
PROINFA (a) 281.658 14.954 58.418 - 355.030 379.214
Consumidor Residencial 378.900 318.257 131.411 155.983 984.551 814.377
Consumidor Industrial 181.646 43.538 254.142 108.357 587.683 638.646
Consumidor Rural 23.050 20.656 13.961 12.773 70.440 104.625
Comércio, serviços e outras
atividades 202.576 85.632 68.572 78.504 435.284 414.529
Governo 113.149 87.934 146.741 102.681 450.505 495.686
Outro 932.202 37.949 150.150 34.150 1.154.451 909.544
(-) ADA (c) (79.422 ) (76.501 ) (874.341 ) (431.585 ) (1.461.849 ) (1.289.445 )
3.057.616 678.966 302.447 363.249 4.402.278 4.137.501
F-78
31/12/2016 31/12/2015
NÃO CIRCULANTE Maturação
Vencimento em 90 dias ou
menos
Mais de
90 dias
Créditos Renegociados
(b) Total Total
CEB - - 14.111 - 14.111 14.111
CELPA 368 - - - 368 19.317
Comércio na CCEE - - 293.560 - 293.560 293.560
Uso da Rede de Eletricidade - - 6.276 - 6.276 6.276
PROINFA (a) - - - 76.441 76.441 125.383
Renovação do crédito (b) - - - 568.635 568.635 489.556
Governo - - - 582.501 582.501 290.965
Consumidor Residencial - - - 79.251 79.251 50.220
Consumidor Industrial - - - 48.039 48.039 49.584
Consumidor Rural - - - 5.921 5.921 65.673
Comércio, serviços e outras
atividades - - - 88.649 88.649 175.812
Outro - - - 749.090 749.090 683.203
(-) ADA (c) - - (313.947 ) (119.870 ) (433.817 ) (430.203 )
368 - - 2.078.657 2.079.025 1.833.457
TOTAL 3.057.984 678.966 302.447 2.441.906 6.481.303 5.970.958
F-79
(a) Comércio de Eletricidade - PROINFA
As transações de comércio de energia elétrica no âmbito do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de Eletricidade
(PROINFA) geraram um saldo líquido positivo de R$ 693.094 no exercício fiscal de 2016 (saldo líquido negativo de R$ 355.526 em
31 de dezembro de 2015), que não afetou o lucro e o prejuízo líquido do exercício da Empresa, uma vez que este montante está
incluído em Obrigações de Reembolso. No saldo dos consumidores de varejo, o valor de R$ 431.471 do PROINFA é registrado para a
controladora (R$ 504.597 em 31 de dezembro de 2015).
(b) Créditos Renegociados
Estes representam os montantes resultantes da consolidação de dívidas de contas de fornecedores de energia vencidos de
consumidores inadimplentes e com vencimento futuro, cobrados em contas de energia.
Os créditos renegociados referem-se a um contrato de cessão de crédito entre a União e as controladas Furnas e Eletrosul, de acordo
com o Programa de Correção Financeira do Setor Público (Lei nº 8.727, de 5 de novembro de 1993). O Governo Federal assumiu,
refinanciou e reprogramou a dívida em 240 contas que tinham caído desde abril de 1994. Se o saldo não for pago no final de um
período de 20 anos, já que o governo federal só entrega os recursos recebidos dos estados, que por sua vez são restri tos por lei em
níveis de comprometimento das receitas, a parcela será prorrogada por mais 120 meses. Isto representa R$ 592,236 em 31 de
dezembro de 2016 (R$ 512,396 em 31 de dezembro de 2015).
(c) Provisão para créditos de liquidação duvidosa (PCLD)
As controladas estabelecem e mantêm provisões para créditos de liquidação duvidosa, com base na análise dos valores incluídos em
contas a receber vencidas e histórico de perdas cujo valor total é considerado pela Administração como suficiente para cobrir
eventuais perdas na realização desses ativos.
O saldo da ADA é o seguinte:
31/12/2016 31/12/2015
Consumidores 569.269 609.403
Varejistas 765.620 591.171
CEA 267.217 225.514
CCEE - Energia a curto prazo 293.560 293.560
1.895.666 1.719.648
A controlada Furnas tem uma provisão estabelecida em 2007 no montante de R$ 293.560. Esta provisão representa valores históricos
referentes ao comércio de energia no extinto Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE) para o período de setembro de 2000 a
setembro de 2002, cuja liquidação está suspensa por limitações concedidas em ações movidas por concessionárias de distribuição de
energia elétrica contra a ANEEL e o MAE (atual CCEE).
F-80
As alterações na ADA para as contas de eletricidade dos clientes na demonstração consolidada são as seguintes:
Saldo em 31 de dezembro de 2013 1.916.808
(+) Contabilizados como despesas de inadimplência para o ano 559.141
(-) Reversão (475.221 )
(-) Baixado (340.965 )
Saldo em 31 de dezembro de 2014 1.659.763
(+) Contabilizados como despesas de inadimplência para o ano 832.632
(-) Reversão (286.629 )
(-) Baixado (486.118 )
Saldo em 31 de dezembro de 2015 1.719.648
(+) Contabilizados como despesas de inadimplência para o ano 948.248
(-) Reversão (337.719 )
(-) Baixado (434.511 )
Saldo em 31 de dezembro de 2016 1.895.666
A constituição e reversão da ADA foram reconhecidas nos lucros e prejuízos no período como Despesas Operacionais/Reversões
Líquidas (Nota 41). Os valores reconhecidos como ADA e os valores a receber correspondentes são baixados quando não há mais
expectativa de recuperação dos valores.
F-81
NOTA 8 - FINANCIAMENTOS E EMPRÉSTIMOS
31/12/2016
ATUAIS PRINCIPAL
CIRCULANTE NÃO
Taxa Média Valor CIRCULANTE CIRCULANTE
ITAIPU 7,13 - 1.693.328 9.086.250
CEMIG 5,19 359 19.537 48.147
COPEL 5,03 255 14.187 36.398
CEEE 5,00 140 4.465 19.763
AES ELETROPAULO 5,00 339.278 10.561 - ENERGISA - MT 9,62 2.255 94.468 168.000
ENERGISA - MT 11,31 879 30.047 59.486
ENERGISA - MS 5,22 161 11.341 18.510
CELPA 5,00 70.777 291.809 266.757
CEMAR 1,74 843 53.531 163.303
CESP 5,09 92 5.569 9.904
COELCE 5,00 191 9.860 28.337
COSERN 5,00 13 1.874 769
COELBA 5,00 423 22.788 61.749
ESCELSA 5,00 147 10.833 18.626
GLOBAL 5,00 106.275 44.100 - CELESC DISTRIB. 5,00 327 27.435 30.973
OUTRO 83.340 332.788 141.334
(-) ADA (184.080 ) (74.258 ) - 421.675 2.604.263 10.158.306
F-82
31/12/2015
ATUAIS PRINCIPAL
CIRCULANTE NÃO
Taxa Média Valor CIRCULANTE CIRCULANTE
ITAIPU 7,11 - 1.894.766 12.907.368
CEMIG 5,09 973 54.104 134.907
COPEL 6,39 471 35.102 50.744
CEEE 5,00 199 9.320 23.884
AES ELETROPAULO 10,00 338.017 10.561 - CELPE 5,00 69 8.395 5.199
CELG 8,12 1.249 188.502 51.048
ENERGISA - MT 9,19 2.549 52.942 255.206
ENERGISA - MT 10,58 998 20.031 87.231
ENERGISA - MS 5,21 222 12.426 28.968
CELPA 5,00 70.479 248.059 274.415
CEMAR 2,12 1.080 69.842 205.017
CESP 5,09 123 5.569 15.056
COELCE 5,00 237 10.769 36.678
COSERN 5,00 23 2.161 2.499
COELBA 5,00 533 23.833 82.762
ESCELSA 5,00 206 12.593 28.609
GLOBAL 5,00 94.327 44.100 - CELESC DISTRIB. 5,00 593 36.529 56.696
OUTRO 70.852 105.470 154.108
(-) ADA (163.607 ) (77.440 ) - 419.593 2.767.633 14.400.394
Financiamento e empréstimos concedidos são feitos com recursos próprios da Empresa, além de recursos setoriais e recursos externos
arrecadados por agências de desenvolvimento internacional, instituições financeiras e fundos recebidos de emissão de títulos no
mercado financeiro internacional.
Do total de empréstimos concedidos pela Eletrobras, em 31 de dezembro de 2016, R$ 4.908.816 (R$ 4.582.081 em 31 de dezembro de
2015) referem-se a transferências do fundo do setor RGR, incluídas em Financiamento e Empréstimos.
Todos os financiamentos e empréstimos concedidos são apoiados por contratos formais assinados com os mutuários. O recebimento
desses valores, em sua maior parte, é estabelecido em parcelas mensais, pagáveis em média de 10 anos, com taxa de juros média de
9,82% ao ano, ponderada pelo saldo da carteira.
Os financiamentos e empréstimos concedidos pela controladora, com cláusula de reajuste cambial, representam quase 32% do total da
carteira (42% em 31 de dezembro de 2015). Aqueles que incluem o ajuste baseado em índices que representam os preços domésticos
no Brasil correspondem a 68% da carteira (58% em 31 de dezembro de 2015).
Os valores de mercado desses ativos estão próximos de seus valores contábeis, uma vez que são operações setoriais específicas
formadas em parte por meio de recursos provenientes de Fundos Setoriais e que não possuem condições similares como parâmetro
para avaliação de valor de mercado.
F-83
A redução no saldo de recebíveis de crédito durante o exercício é decorrente principalmente da variação cambial apurada sobre
empréstimos concedidos a Itaipu, decorrente da desvalorização do dólar frente ao real desde o final de 2015 até o final de 2016. O
dólar caiu quase 18% neste período.
As parcelas de longo prazo dos financiamentos e empréstimos concedidos, com base em fluxos de caixa contratualmente estipulados,
maduros em parcelas variáveis, como mostrado abaixo:
2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022 Total
2.136.483 2.185.507 2.192.415 2.295.718 1.059.144 289.039 10.158.306
Mais informações sobre os detalhes desses saldos estão na Nota 45 sobre Partes Relacionadas.
8.1 - AES Eletropaulo/CTEEP - Ação Cautelar
A Empresa possui recebíveis devidos pela Eletropaulo Eletricidade de São Paulo S.A., relativos a processos judiciais em curso entre a
AES Eletropaulo e a CTEEP.
Em 18 de setembro de 2015, foi proferida decisão parcial no processo movido contra a Eletropaulo, informando que a Eletropaulo é
responsável pelo pagamento dos valores devidos em decorrência de empréstimos não reembolsados nas respectivas datas de
vencimento para a Eletrobras, e não para a Empresa de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (“CTEEP”).
Como resultado, a Empresa possui um crédito de R$ 2.656.542 em 31 de dezembro de 2016 (R$ 2.382.255 em 31 de dezembro de
2015), R$ 349.839 (R$ 348.578 em 31 de dezembro de 2015), que já está registrado nos ativos, em empréstimos e financiamentos,
correspondentes à parte considerada não contestada pela Empresa. O reconhecimento final de todo o empréstimo ocorrerá quando o
reembolso for considerado praticamente certo.
8.2 - Provisão para Devedores Duvidosos
A Empresa possui uma provisão para créditos de liquidação duvidosa no valor de R$ 258.338 (R$ 241.047 em 31 de dezembro de
2015) correspondente ao principal e ao serviço da dívida dos devedores inadimplentes.
Esse montante é considerado suficiente pela Administração da Empresa para cobrir eventuais perdas nesses ativos, com base em uma
análise do comportamento da carteira.
Este subsídio inclui créditos devidos pela Celpa, subsidiária da Equatorial Energia, no valor de R$ 11.001 em 31 de dezembro de 2016
(R$ 14.194 em 31 de dezembro de 2015). Este subsídio foi considerado necessário, considerando o processo de reorganização judicial
que a Celpa está passando.
F-84
As alterações na PCLD para financiamentos e empréstimos concedidos pela Empresa são as seguintes:
Saldo em 31 de dezembro de 2013 494.345
(+) Contabilizados como despesas de inadimplência para o ano 49.985
(-) Reversões (319.037 )
Saldo em 31 de dezembro de 2014 225.293
(+) Contabilizados como despesas de inadimplência para o ano 19.367
(-) Reversões (3.613 )
Saldo em 31 de dezembro de 2015 241.047
(+) Contabilizados como despesas de inadimplência para o ano 20.521
(-) Reversões (3.230 )
Saldo em 31 de dezembro de 2016 258.338
A constituição e reversão da PCLD foram reconhecidas nos lucros e prejuízos no período como Despesas Operacionais/Reversões
Líquidas (Nota 41). Os valores registrados como PCLD dos ativos de financiamento e de crédito relacionados são baixados quando
não há mais expectativa de recuperação dos valores.
NOTA 9 - REMUNERAÇÃO DE PARTICIPAÇÕES SOCIETÁRIAS
Os valores apresentados referem-se a dividendos e juros sobre participações societárias, líquidos do Imposto de Renda Retido na
Fonte, quando aplicável, detido pela Empresa.
31/12/2016 31/12/2015
CIRCULANTE
Lajeado Energia 50.009 76.325
CEMAR 25.506 22.911
CTEEP 48.634 20
Goiás Transmissão 17.936 23.857
STN - Sist. de Transm. Nordeste S.A. 8.974 - Transenergia Renovável 14.762 13.979
MGE Transmissão 6.547 11.447
Manaus Construtora 9.178 9.178
Serra do Facão - 9.154
Transenergia São Paulo 2.557 4.275
ETAU 5.616 257
Baguari - 2.462
Transudeste 1.256 1.033
Uirapuru 2.507 2.288
IE Madeira 30.630 27.589
Transirape 678 678
Enerpeixe 26.446 34.686
Chapecoense 24.625 22.288
EAPSA 4.743 2.181
Outro 37.851 44.752
318.455 309.360
F-85
NOTA 10 - TRIBUTOS A RECUPERAR E IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL
10.1 - Tributos a recuperar
31/12/2016 31/12/2015
Ativos Circulantes:
Imposto de Renda - retido 886.598 574.083
PIS/PASEP/COFINS a pagar 119.057 58.349
ICMS restituível 48.368 40.538
Outro 31.497 43.681
1.085.520 716.651
Ativos não circulantes:
Créditos de ICMS (a) 1.217.268 1.724.692
Créditos de PIS/COFINS (a) 469.764 877.386
Outro 18.382 21.108
1.705.414 2.623.186
(a) ICMS, PIS/PASEP e COFINS a recuperar
A Empresa incluiu no ativo não circulante um total de R$ 1.687.032 em 31 de dezembro de 2016 (R$ 2.602.078 em 31 de dezembro
de 2015) para créditos de PIS, COFINS e ICMS. Deste total, R$ 1.197.990 (R$ 2.150.827 em 31 de dezembro de 2015) corresponde a
impostos e contribuições sobre aquisição de combustível pela subsidiária Amazonas.
De acordo com o Parágrafo 8º da Lei 12.111/2009, os referidos tributos e contribuições devem ser reembolsados à CCC quando
realizados e, portanto, um passivo do mesmo valor é mantido sob Obrigações de Reembolso (ver Nota 11).
(b) Inconstitucionalidade do PIS/PASEP e COFINS
O Supremo Tribunal Federal (STF) entendeu inconstitucional o § 1º do art. 3º da Lei nº 9.718/98, que ampliou a base de cálculo do
PIS/PASEP e da COFINS, dando então um novo significado ao conceito de volume de negócios. O novo conceito passou a incluir
todas as receitas auferidas pela pessoa jurídica, independentemente do tipo de atividade realizada e da classificação contábil adotada.
Esta disposição não tinha apoio constitucional e foi posteriormente objeto de uma emenda constitucional.
Com base no Código Tributário Nacional (CTN), as controladas da Eletrobras buscam o reconhecimento de seu direito ao crédito e o
reembolso do valor pago em excesso como resultado da inconstitucionalidade da base de cálculo expandida para esses tributos. Até a
data destas demonstrações financeiras, não houve uma decisão final sobre o assunto.
No entanto, as empresas da Eletrobras possuem potenciais créditos tributários para PIS/PASEP e COFINS, os quais estão sendo
determinados e, como tal, não estão registrados nessas demonstrações financeiras, pois a decisão da Suprema Corte beneficia apenas
as empresas que interpuseram recursos extraordinários, resultando no respectivo caso.
F-86
10.2 - Imposto de renda e contribuição social deferido
31/12/2016 31/12/2015
Ativos Circulantes:
Impostos pré-pagos/Saldo negativo 1.086.367 1.475.598
Ativos não circulantes:
Saldo negativo 1.488.158 1.645.382
IRPJ/CSLL deferidos 839.708 1.422.209
2.327.866 3.067.591
Passivos não circulantes:
IRPJ/CSLL deferidos 8.305.606 1.003.796
10.3 - Composição do imposto de renda e contribuição social diferidos
31/12/2016 31/12/2015
Ativos Passivos
Ativo líquido (passivo) Ativos Passivos
Ativo líquido (passivo)
Eletronorte 2.203.754 (1.364.046 ) 839.708 1.529.640 (219.692 ) 1.309.948
2.203.754 (1.364.046 ) 839.708 1.529.640 (219.692 ) 1.309.948
Eletrosul 649.997 (963.106 ) (313.109 ) 457.629 (345.368 ) 112.261
Eletrobras - (320.560 ) (320.560 ) - (733.289 ) (733.289 )
Furnas 680.613 (5.284.897 ) (4.604.284 ) 258.709 (453.084 ) (194.375 )
Chesf 202.252 (3.254.553 ) (3.052.301 ) - (65.070 ) (65.070 )
Eletropar - (15.352 ) (15.352 ) - (11.062 ) (11.062 )
1.532.862 (9.838.468 ) (8.305.606 ) 716.338 (1.607.873 ) (891.535 )
31/12/2016 31/12/2015
Ativos de imposto deferidos:
Provisões para litígios 128.391 68.066
Provisão para devedores duvidosos 119.327 56.047
Outras despesas operacionais e passivos acumulados 429.504 407.319
Ajuste de acordo com a Lei 11.638/2007 - RTT (IFRS) 239.679 - Créditos tributários não realizados 205.239 - Crédito Tributário sem Perda e Carga Fiscal (a) 2.394.400 1.607.466
Outro 220.076 107.080
Total de ativos 3.736.616 2.245.978
Passivos de imposto deferidos:
Variações de permuta de ativos - 416.810
Instrumentos financeiros disponíveis para venda 320.560 316.479
Depreciação acelerada 113.793 81.255
Lucro de créditos de energia renegociados 259.183 221.871
Ajuste de acordo com a Lei 11.638/2007 - RTT (IFRS) 205.285 488.425
Remuneração da Rede Básica - Sistemas Existentes 9.726.549 - Outro 577.144 302.725
Total de passivos 11.202.514 1.827.565
F-87
(a) No exercício de 2016, a subsidiária Eletronorte registrou um total de R$ 680.028 para créditos tributários deferidos de diferenças
temporárias, prejuízos fiscais e bases negativas de contribuição social. A subsidiária foi capaz de reconhecer esses ativos com base em
seu histórico de rentabilidade e geração esperada de lucros tributáveis futuros, com base em estudo de viabilidade técnica que permitiu
essa manobra e pela existência de prejuízos fiscais deferidos e os efeitos da indenização da RBSE corrigida.
10.4 Imposto de renda e contribuições sociais apresentados em outros resultados abrangentes
31/12/2016 31/12/2015
Impostos deferidos
Originado de receitas e despesas reconhecidas em outros resultados abrangentes
Remuneração do justo valor dos instrumentos financeiros disponíveis para venda (56.393 ) 37.228
Equivalência patrimonial de controladas, coligadas e joint ventures 9.296 1.274
Total de imposto sobre o rendimento total e contribuições sociais registrado em outros
resultados abrangentes (47.097 ) 38.502
NOTA 11 - DIREITOS E OBRIGAÇÕES DE REEMBOLSO
31/12/2016 31/12/2015
Direitos de reembolso
ATIVO CIRCULANTE
CCC (a) 1.977.183 2.118.184
Disposição ANEEL - CCC (b) (741.624 ) - Reembolso de CDE (c) 347.876 147.058
Remuneração do Setor de Eletricidade (d) 74.527 - 1.657.962 2.265.242
ATIVOS NÃO CIRCULANTES
CCC (a) 9.871.342 8.238.140
Parcela de Transporte de Gás (a.1) (2.364.318 ) - 7.507.024 8.238.140
Obrigações de reembolso
PASSIVO CIRCULANTE
CCC (a) 129.403 19.423
PROINFA 292.146 299.632
Reembolso de CDE (c) 45.373 77.153
Remuneração do Setor de Eletricidade (d) 700.581 - 1.167.503 396.208
PASSIVOS NÃO CIRCULANTES:
CCC (a) 1.516.313 2.483.378
1.516.313 2.483.378
F-88
a) Conta de Consumo de Combustível (CCC)
O fundo, criado pela Lei nº 5.899/1973, destinava-se inicialmente a ratear os custos de combustível utilizados para gerar eletricidade
nos Sistemas Interligados. Desde 1992, o mecanismo de rateamento dos custos de combustível foi estendido a sistemas não integrados
no Sistema Interligado Nacional (SIN), denominados Sistemas Isolados, localizados principalmente na região Norte do Brasil. Através
da Lei nº 9.648/1998, o CCC passou a incluir também custos com empresas que promovem poupanças atuais ou futuras para o fundo,
denominadas subrogações. Além disso, a Lei determinou que a cobertura dos Sistemas Interligados terminasse no final de 2005.
Com o advento da Lei 12.111/2009 e do Decreto 7.246/2010, o método de subsídio para geração de energia nos sistemas isolados foi
alterado. O subsídio para a CCC que até então somente subsidiava os custos de combustível, reembolsará a diferença entre o custo
total de geração de energia elétrica e o valor da quantidade correspondente de energia elétrica para o custo médio de potência e energia
vendida no Ambiente de Contratação Regulada - ACR, do Sistema Interligado Nacional - SIN.
O custo total de geração de energia elétrica nos sistemas isolados inclui as despesas relativas a:
• contratação de energia e de potência associada;
• geração própria para a distribuição de eletricidade;
• encargos e impostos;
• investimentos realizados; e
• compra de combustível.
Isto inclui, também, no custo total de geração os demais custos associados à prestação do serviço de energia elétrica em regiões
remotas de sistemas isolados, caracterizados por uma grande dispersão de consumidores e da ausência de economias de escala.
A conta de consumo de combustível refere-se a valores a receber e recebidos do CCC nos respectivos períodos. Em 31 de dezembro
de 2016, a Empresa possui um valor a receber de R$ 11.848.525 (R$ 10.356.324 em 31 de dezembro de 2015) e um passivo de
R$ 1.645.716 (R$ 2.502.801 em 31 de dezembro de 2015) em obrigações de remuneração.
Após a promulgação da Lei nº 12.783, deixa de haver a obrigação de fazer contribuições para a Conta CCC. Apesar disso, a Conta
CCC não foi eliminada. Os saldos disponíveis continuarão a ser distribuídos para empresas de geração e distribuição que incorreram
despesas adicionais em decorrência da utilização de usinas termelétricas em caso de condições hidrelétricas desfavoráveis. Para
garantir a continuação da viabilidade da CCC, a Lei 12.783 permite a efetuação de transferência entre a Conta de Desenvolvimento
Energético (“CDE”) e a Conta CCC.
a.1) Contrato de Fornecimento de Gás (CIGÁS Amazonas D) - Diferença de Preço na Parcela de Transporte de Gás
O Contrato de Gás estabelece um modo de “livro aberto” para a parcela de transporte, este tipo de contrato, como o nome diz: “livro
aberto”, caracteriza-se pelo reembolso dos custos diretos e indiretos do contratado e a remuneração do investimento vem por meio de
uma taxa fixa a ser aplicada aos custos totais provados como incorridos.
F-89
Nesse contexto, após a consolidação de todos os investimentos, os custos com a construção do gasoduto Urucu-Coari-Manaus foram
considerados pelo Comitê de Revisão da Parcela de Transporte e repassados à parcela de transporte. As variáveis que compreendiam o
preço da parcela de transporte não foram devidamente consolidadas entre as partes do Comitê, que incluem a prova de todo
investimento na construção do gasoduto, a taxa de retorno do investimento, o aluguel do gasoduto Urucu LGP. Diante disso, foi
utilizado um preço médio que era um valor entre os dois valores apresentados por cada empresa que compôs o Comitê para a parcela
de transporte.
Dada a controvérsia, a ANEEL, por sua vez, dada a transferência de custos para o contrato de gás sob a CCC, passou a deliberar sobre
esta matéria no processo nº 48500.000289/2014-66.
Em 15 de dezembro de 2015, mediante a Resolução Ratif. 2.005/2015, a ANEEL confirmou o preço da parcela de transporte de gás
natural no valor de R$ 11,4867/MMBtu* (base Dez/2009). No entanto, a decisão foi apelada pela Petrobras e pela ABRACE.
Em 14 de junho de 2016, a Agência Nacional de Petróleo (ANP), pelo Despacho nº 643, corrigiu a tarifa acima apurada e aprovou e
ratificou a tarifa aplicável no valor de R$ 12,0371/MMBtu (base Dez/2009), que permite a remuneração de todos os investimentos,
custos e despesas atribuíveis à prestação do serviço de transporte rodoviário de gás. Destacamos que a ANP neste contexto é dirigida
pela ANEEL.
Assim, a questão de definir uma tarifa para o transporte de gás foi regulamentada em 18 de outubro de 2016, mediante a Resolução
Ratif. nº 2.159/2016 da ANEEL, que fixou o limite para o reembolso pelo CCC da parcela de transporte do contrato de gás natural
entre a Amazonas D e a Cigás, no montante de R$ 12,0371/MMBtu (base Dez/2009) (sem impostos), que deverá ser aplicado, com as
devidas correções, a partir do início de faturamento do referido contrato.
A Resolução Ratificadora nº 2.149/2016, que atua retroativamente ao início do fornecimento nos termos do contrato com a nova tarifa
de transporte aprovada, determina que a Eletrobras, como administradora da Conta de Consumo de Combustível (CCC), contabilize os
valores reembolsados acima do preço estipulado e informe o resultado para a ANEEL dentro de um prazo de 60 dias, terminando em
dezembro de 2016. O valor envolvido nesta questão é de R$ 2,1 bilhões.
O contrato da cláusula 8.1.2.1.9.2 “b” e a cláusula 10.8 tratam da possibilidade de o valor utilizado provisoriamente ser maior do que o
final; a Cigás devolverá à Amazonas Energia a soma paga em excesso acrescida de juros de mora.
Apoiada pelo parecer jurídico nº 204/2016 emitida por seus consultores jurídicos externos, a Empresa entende que, em contrapartida
ao direito de reembolso do fundo CCC em R$ 2.364.318, haverá direito a reembolso pela Petrobras no valor reconhecido pelos
fornecedores (nota 20).
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.
b) Provisão ANEEL - CCC
Em 7 de fevereiro de 2017, a ANEEL emitiu a Resolução Retificadora nº 2.202, que aprovou o orçamento para 2017 na Conta de
Desenvolvimento Energético (CDE), suspendendo, assim, a transferência de somas estabelecidas nas renegociações estabelecidas
pelas Portarias Interministeriais MME/MF nº 652/2014 e 372/2015 (denominadas “1º e 2º CCD”) entre as distribuidoras Amazonas D,
Ceron, Eletroacre e Boa Vista (denominadas “distribuidoras”) e a Petrobras Distribuidora S.A., cujas garantias são as contas a receber
da CCC, a caução de sua controladora, a Eletrobras.
F-90
Os distribuidores são credores da Conta de Consumo de Combustível (CCC), especialmente após 2009, de acordo com o regime da
Lei nº 12.111, de 09 de dezembro de 2009, uma vez que são responsáveis pela prestação do serviço público de distribuição de energia
elétrica no Sistema Isolado.
A partir da Lei 12.783/2013, a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) foi responsável pelo fornecimento de recursos para
despesas na Conta de Consumo de Combustível (CCC). Contudo, não foram transferidos recursos suficientes aos distribuidores para
cobrir os subsídios previstos na Lei nº 12.111/2009. Consequentemente, as distribuidoras não puderam efetuar os pagamentos aos seus
fornecedores, especialmente aos responsáveis pelo fornecimento de combustível para a geração de energia no Sistema Isolado.
A fim de equiparar as dívidas que a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) teve aos distribuidores, foram adotadas disposições
regulatórias e estruturais, como a emissão do Decreto nº 8.370 (por meio do qual o art. 36, par. 1 a 4 do Decreto nº 4.541, de
23/12/2002, foi emendado) e Portarias Interministeriais do Ministério de Minas e Energia e do Ministério da Fazenda nº 652, de 10 de
dezembro de 2014 e 372, de 04 de agosto de 2015, para permitir que esses créditos devidos aos distribuidores sejam renegociados em
parcelas e de forma compatível com as condições orçamentárias da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).
Parte desses créditos é um lastro para o pagamento de dívidas aos fornecedores de combustíveis que foram renegociadas pelos
distribuidores em 2014 e 2015, observado o fluxo de pagamento das mencionadas Portarias MME/MF.
Em 2014, foram firmadas renegociações entre os distribuidores e a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), estabelecida pela
Portaria Interministerial MME/MF nº 652/2014. As renegociações entre os distribuidores e a Conta de Desenvolvimento Energético
(CDE), autorizada pela Portaria Interministerial MME/MF nº 372/2014 (CDE), não foram assinadas em 31 de dezembro de 2016.
O orçamento aprovado pela ANEEL para 2017, além de reduzir as despesas atuais previstas com o CCC/CDE, não considerou muitas
das somas que foram renegociadas sob as Portarias Interministeriais nº 652/2014 e 372/2015.
As empresas de Distribuição da Eletrobras afetadas apresentaram pedido de reconsideração, com efeito suspensivo, contra a
Resolução Ratif. nº 2.202.
Em 24 de fevereiro de 2017, a ANEEL emitiu a Resolução nº 582, não outorgando esse efeito suspensivo, com o objeto ainda sujeito à
revisão pelo Conselho de Administração da ANEEL.
Em 2 de março de 2017, o Ministério de Minas e Energia (MME) publicou a Portaria nº 81, que estabelece no cronograma de
utilização dos recursos da CDE, para o orçamento de 2017, o pagamento do montante equivalente às parcelas mensais a serem pagas
entre janeiro e dezembro de 2017, para as renegociações efetuadas entre as distribuidoras e o fundo do Setor até 31 de dezembro de
2016, entre as distribuidoras e a CDE/CCC, que são, portanto, os abrangidos pela Portaria Interministerial MME/MF nº 652/2014.
F-91
Em 7 de março de 2017, através da Resolução Ratif. nº 2.204, de 7 de março de 2017, a ANEEL alterou a Resolução Ratif. nº 2.202,
de 7 de fevereiro de 2017, que aprovou o orçamento anual da CDE/CCC para 2017, incluindo no orçamento atual as partes
relacionadas à CCD.
Como tal, o orçamento de 2017 da conta CDE/CCC estabelecido na Resolução Ratificadora nº 2.204 permaneceu com a redução de
recursos destinada à Conta CDE/CCC para o ano de 2017, mas havia uma provisão para liberação de recursos equivalente aos
pagamentos mensais a serem pagos entre janeiro e dezembro de 2017, relativos ao 1º e 2º CCD.
A Empresa acredita que os recursos que foram desautorizados pela ANEEL permanecerão nessa situação até que a fiscalização de
reprocessamento da conta CCC para o período estimado entre julho de 2009 e junho de 2016 seja concluída pela ANEEL.
Com base nos eventos acima descritos, a Empresa reconheceu provisão para perda parcial, conforme descrito abaixo:
1) parcela vencida dos recursos estabelecidos pela Portaria MME/MF 652/2014, vencida até 31 de dezembro de 2016;
2) parcelas de 2017 estabelecidas pela Portaria MME/MF 372/2015, que ainda não haviam sido renegociadas com o Fundo
CDE/CCC;
3) soma para o atual orçamento de 2017 que a Empresa estima não receber desde que a ANEEL fez o corte no orçamento;
4) recursos relacionados a operações de compra e venda de energia elétrica com Termonorte II renegociado entre as controladas
Eletronorte e ED Rondônia.
O valor da provisão foi determinado com base nos custos de captação considerando os recursos que não serão reembolsados pelo
Fundo CCC em 2017. A taxa de juros utilizada como premissa para nossa estimativa foi CDI (13,63%) + 5,54% a.a.
Como tal, em 31 de dezembro de 2016, a Empresa reconheceu provisão no montante de R$ 741.624 no item de direitos de reembolso -
CCC.
c) Reembolso da CDE
A Lei 12.783/13, Decreto 7.945/13 conforme alterado pelo Decreto 8.203/14 e o Decreto subsequente 8.221/14, promoveram algumas
alterações à contratação de energia e os objetivos sob a responsabilidade do setor da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, e
também instituiu (i) a transferência de recursos da CDE às concessionárias para os custos de distribuição de riscos hidrelétricos,
exposição involuntária, ESS - Segurança Energética e CVA ESS e Energia para o período de 2013 a janeiro de 2014 e (ii) a
transferência por meio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) para concessionárias de distribuição de custos
relacionados à exposição involuntária e à ordem de usinas termelétricas a partir de fevereiro de 2014.
Os efeitos desses itens foram registrados como uma redução de custos em relação à energia elétrica comprada para revenda (Nota 40)
compensando os direitos de compensação - reembolso CDE/CCEE, de acordo com o IAS 20 - Subsídio e Assistência do Governo.
d) Remuneração do Setor Elétrico (RBNI - Rede Básica de Novos Investimentos)
Em 13 de janeiro de 2017, através da ordem nº 084/2017, a ANEEL determinou que a Eletrobras, como administradora, devolva à
Conta de Desenvolvimento Energético (“CDE”) e à Reserva Global Reversa (“RGR”) a soma histórica de R$ 604.239, atualizada
pelos índices de correção estabelecidos na Lei Interministerial Portaria nº 580/MME/MF, de 1º de novembro de 2012, a partir da data
em que esses pagamentos foram efetuados até a data efetiva de devolução dos referidos fundos setoriais. O valor atual é R$ 700.581.
F-92
A devolução do valor será feita em 6 parcelas mensais iguais, devidamente atualizadas até a data do efetivo pagamento, a partir de 1º
de julho de 2017.
A Eletrobras cobrará os valores devidos pelas concessionárias que foram pagos em excesso, inclusive de suas controladas, de forma a
restituir os recursos à CDE e RGR de acordo com a ordem 084 da ANEEL.
NOTA 12 - ESTOQUE DE COMBUSTÍVEL NUCLEAR
Abaixo está a composição do inventário de longo prazo de combustível nuclear destinado à operação da UTN Angra I e UTN Angra II:
31/12/2016 31/12/2015
CIRCULANTE
Componentes prontos para uso 455.737 402.453
455.737 402.453
NÃO CIRCULANTE
Componentes prontos para uso 523.501 441.223
Concentrado de urânio 50.965 7.723
Em andamento - combustível nuclear 100.803 129.479
675.269 578.425
1.131.006 980.878
Os inventários são demonstrados pelo custo ou valor realizável líquido, o que for menor, repartidos da seguinte forma:
a) Concentrado de urânio e serviços contínuos (para a transformação do urânio concentrado em elementos de combustível nuclear)
são registrados pelo custo de aquisição;
b) Elementos de combustível nuclear - estão disponíveis no núcleo do reator e o estoque do Reservatório de Combustível Irradiado
(PCU), alocado aos resultados do exercício, com base em seu uso no processo de geração de eletricidade.
F-93
NOTA 13 - ADIANTAMENTO PARA FUTURO AUMENTO DE CAPITAL
A Empresa e suas controladas presentes sob os ativos não-circulantes, valores correspondentes a adiantamentos para futuro aumento
de capital nas seguintes investimentos:
31/12/2016 31/12/2015
SPEs:
Energia Sustentável do Brasil 535.200 141.400
Chuí Holding S.A. - Eolicas do Sul 431.913 431.913
Livramento Holding S.A. - Eolicas do Sul 220.027 173.860
Empresa Energética Sinop - 73.500
TDG Transmissora Delmiro Gouveia 101.000 101.000
TSLE - Transmissora Sul Litorânea de Energia 87.394 84.847
Geradora Eólica Itaguaçu da Bahia SPE S.A. 67.130 - Santa Vitória do Palmar Holding S.A. - Eólicas do Sul 37.946 36.492
Itaguaçu da Bahia Energias Renováveis S.A. - 34.300
Fronteira Oeste Transmissora de Energia S.A. 16.144 14.155
Vamcruz I Participações S.A. 43.099 66.892
Chapada do Piauí II Holding S.A. 35.213 - Eólica Serra das Vacas Holding S.A. 9.442 25.005
1.584.508 1.183.364
Outros investimentos 33.408 32.168
1.617.916 1.215.532
NOTA 14 - RISCO HIDROLÓGICO
Em 2014 e 2015, o país tem enfrentado condições hidrológicas adversas, o que deu origem a uma série de consequências para o setor
elétrico. Especificamente para os geradores participantes no Mecanismo de Realocação de Energia - MRE, a baixa geração de energia
de usinas hidrelétricas em níveis abaixo do Garantia Física MRE causou uma redução no fator de ajuste MRE, ou Fator de Escala de
Geração (GSF).
Essa redução interferiu diretamente com a entrega de energia para o cumprimento de contratos de fornecimento, uma vez que devido à
insuficiência de energia elétrica, os geradores foram expostos ao Preço de Liquidação de Diferença - PLD no mercado de curto prazo
para poder honrar seus contratos, incorrendo em efeitos econômicos e financeiros negativos.
A lei nº 13.203, de 08 de dezembro de 2015, estabelece, entre outras, as condições para a renegociação do risco hidrológico de geração
de energia elétrica para os agentes que participam do Mecanismo de Realocação Energética. De acordo com o disposto no art. 1 do
referido código, o risco hidrológico pode ser renegociado, desde que a ANEEL autorize, e com efeitos retroativos a partir de 1º de
janeiro de 2015, por contrapartida dos agentes de geração de energia elétrica.
Dadas as disposições da Lei, a ANEEL, através da Resolução Regulamentar nº 684, de 11 de dezembro de 2015, estabeleceu os
critérios e outras condições de renegociação.
F-94
Se forem respeitadas as condições e critérios estabelecidos na lei, o SFF (Departamento de Supervisão Financeira da ANEEL) entende
que as empresas interessadas em renegociação são plenamente capazes de quantificar os valores de eletricidade elegíveis tanto para a
ACR como para a ACL. Ressaltamos que não só as informações sobre os valores conhecidos pela empresa, mas a decisão de
renegociação, pertencem a seus administradores, e a Agência Reguladora só será responsável pela ratificação dos valores. Se as
informações fornecidas pelas empresas aderentes à renegociação forem consistentes com as premissas estabelecidas na legislação, o
regulador não terá discrição quanto à ratificação da renegociação. O GSF foi recalculado, resultando em um montante que será
compensado com os prêmios de risco calculados pelas controladas que optaram por aderir à renegociação: Eletronorte, Eletrosul,
Furnas e Amazonas GT.
A composição dos valores contabilizados pela renegociação do risco hidrológico, para os contratos firmados no âmbito do Ambiente
de Contratação Regulada (ACR), é a seguinte:
31/12/2016 31/12/2015
UHE Tucuruí 195.840 312.414
UHE Serra da Mesa 154.449 189.367
UHE Mascarenhas de Moraes 63.186 79.076
UHE Itumbiara 42.680 67.487
UHE Simplício 42.289 54.371
UHE Batalha 20.175 13.813
UHE Balbina 13.262 24.928
UHE Mauá 13.839 14.968
UHE Manso 10.743 25.939
UHE Passo São João 5.471 5.918
UHE São Domingos 5.277 5.709
567.212 793.991
Total Ativos Circulantes 109.535 195.830
Total Ativos Circulantes 457.677 598.161
TOTAL 567.212 793.991
F-95
NOTA 15 - INVESTIMENTOS 31/12/2016 31/12/2015
Contabilizado para usar o Método da Equivalência Patrimonial
a) Empresas coligadas
CEEE-GT 676.332 448.274
EMAE 292.355 307.195
CTEEP 2.592.701 942.732
CEMAR 729.888 653.419
Lajeado Energia 218.262 219.173
CEB Lajeado 72.989 80.353
Paulista Lajeado 26.143 23.507
Energisa MT 394.774 385.318
Energética Águas da Pedra S.A. 216.294 208.795
5.219.738 3.268.766
b) Controlada em conjunto
Inambari 101 115
Mangue Seco II 17.934 16.889
CHC* - 98.514
Norte Energia (Belo Monte) 5.358.861 3.378.325
Rouar 97.157 111.775
Madeira Energia S.A. (MESA) 2.503.260 2.896.068
ESBR Participações S.A. 3.331.923 2.807.626
Interligação Elétrica do Madeira S.A. 1.090.107 912.098
Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 975.886 887.528
Manaus Transmissora de Energia S.A. 650.961 621.873
Enerpeixe S.A. 375.174 561.282
Teles Pires Participações 799.926 662.564
Chapecoense Geração S.A. (Chapecoense) 493.555 415.501
Belo Monte Transmissora de Energia 1.069.359 391.058
Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 360.072 318.972
Mata de Santa Genebra 230.685 30.336
Goiás Transmissão S.A. 170.313 190.245
Empresa Energética Sinop S.A. 430.751 179.052
STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A. 202.898 176.941
Integração Transmissora de Energia S.A. 201.033 175.572
Transnorte Energia S.A. 148.748 148.373
Chapada Piauí II Holding S.A. 117.701 142.187
MGE Transmissão S.A. 111.344 136.755
Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 277.474 270.252
Transenergia Renovável S.A. (Transenergia) 153.390 128.418
Retiro Baixo Energética S.A. (Retiro Baixo) 127.229 121.774
Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 127.338 120.873
Chapada Piauí I Holding S.A. 104.060 109.497
Empresa de Energia São Manoel 418.460 103.314
Paranaíba 147.656 100.726
Eólica Serra das Vacas Holding S.A. 94.614 97.374
Transmissora Matogrossense de Energia S.A. 106.480 97.154
Triângulo Mineiro Transmissora 128.765 82.555
Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. 140.280 134.739
Outro 1.287.595 1.280.581
21.851.090 17.906.906
SUBTOTAL 27.070.828 21.175.672
Impairment para perdas em investimentos (1.897.217 ) (489.866 )
TOTAL 25.173.611 20.685.806
F-96
(*) Em 22 de julho de 2016, a Empresa alienou todas as suas ações na Centrales Hidroeléctricas de Centroamérica (“CHC”),
correspondentes a 50% do capital social da subsidiária.
31/12/2016 31/12/2015
Investimentos mantidos a valor justo
AES Tietê 437.197 437.532
Coelce 251.938 196.429
Energisa S.A. 148.661 124.104
Cesp 129.096 87.023
Celpa 48.895 42.379
Celesc 65.920 41.513
CELPE 21.688 28.859
COPEL 29.207 24.492
CGEEP 15.895 17.662
CEB 8.305 6.130
AES Eletropaulo 23.660 17.603
Energias do Brasil 26.229 17.888
CPFL Energia 45.431 25.861
Outro 105.801 109.785
1.357.923 1.177.260
15.1 - Perdas por impairment em investimentos
31/12/2016 31/12/2015
INAMBARI 101 115
CHC - 98.513
ESBR Participações S.A. - 15.500
Madeira Energia S.A. 93.932 97.010
Teles Pires Participações 325.388 230.823
Empresa de Energia São Manoel 71.916 47.905
Belo Monte Transmissora de Energia 362.939 - Empresa Energética Sinop 324.250 - Norte Brasil Transmissora S.A. 323.202 - Manaus Transmissora de Energia S.A. 334.580 - Outro 60.909 - 1.897.217 489.866
F-97
15.2 Mutação de investimentos
A movimentação dos investimentos mais relevantes da empresa é indicada a seguir:
Subsidiárias e empresas coligadas
Saldo em 31/12/2015
Contribuição de capital/Retirada
Outros Resultados
Abrangentes
Capitalização AFAC
Ganho/Perda de Capital
Dividendos e
Juros sobre o Capital
Próprio
Método de Equivalência
Patrimonial Alienação*
Saldo em 31/12/2016
MUDANÇA EM INVESTIMENTOS
Mangue Seco II 16.889 - - - - (191 ) 1.236 - 17.934
CHC* 98.513 - (8.713 ) - - - (1.969 ) (87.831 ) -
Norte Energia (Belo Monte) 3.378.325 1.399.201 - 600.000 - - (18.665 ) - 5.358.861
Inambari 115 - - - - - (14 ) - 101
CEEE-GT 448.274 - (73.004 ) - - - 301.062 - 676.332
EMAE 307.195 - (31.068 ) - - 3.211 13.017 - 292.355
CTEEP 942.732 1.116 - 56.854 (22.888 ) (89.171 ) 1.704.057 - 2.592.701
CEMAR 653.419 - - - - (57.661 ) 134.130 - 729.888
Lajeado Energia 219.173 (1 ) - - - (59.291 ) 58.381 - 218.262
CEB Lajeado 80.353 - (2 ) - - (21.501 ) 14.139 - 72.989
Paulista Lajeado 23.507 - - - - (1.739 ) 4.375 - 26.143
Rouar 111.775 - (18.751 ) - - - 4.133 - 97.157
Energisa MT 385.318 - (1.146 ) - (17.536 ) (4.555 ) 32.694 - 394.774
Madeira Energia S.A. (MESA) 2.896.068 152.100 - - (304.200 ) - (240.708 ) - 2.503.260
ESBR Participações S.A. 2.807.626 - - - - - 524.297 - 3.331.923
Interligação Elétrica do Madeira S.A. 912.098 - - - - (31.069 ) 209.078 - 1.090.107
Norte Brasil Transmissora de Energia
S.A. 887.528 - - - - - 88.358 - 975.886
Manaus Transmissora de Energia S.A. 621.873 - - - - (3.885 ) 32.973 - 650.961
Enerpeixe S.A. 561.282 - - - (140.000 ) (96.630 ) 50.522 - 375.174
Teles Pires Participações 662.564 196.982 - - - - (59.620 ) - 799.926
Chapecoense Geração S.A.
(Chapecoense) 415.501 - - - - (24.625 ) 102.679 - 493.555
Belo Monte Transmissora de Energia 391.058 667.869 - - - - 10.432 - 1.069.359
Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 318.972 735 - - - (4.111 ) 44.476 - 360.072
Mata de Santa Genebra 30.336 207.084 - - - - (6.735 ) - 230.685
Energética Águas da Pedra S.A. 208.795 - - - - (47.313 ) 54.812 - 216.294
Goiás Transmissão S.A. 190.245 - - - - - (19.932 ) - 170.313
Empresa de Energia São Manoel 103.314 418.987 - - - - (103.841 ) - 418.460
Empresa Energética Sinop S.A. 179.052 127.489 - 127.488 - - (3.278 ) - 430.751
STN - Sistema de Transmissão Nordeste
S.A. 176.941 - - - - (50.837 ) 76.794 - 202.898
Integração Transmissora de Energia S.A. 175.572 - - - - (6.263 ) 31.724 - 201.033
Transnorte Energia S.A. 148.373 - - - - - 375 - 148.748
Chapada Piauí II Holding S.A. 142.187 - - - - - (24.486 ) - 117.701
MGE Transmissão S.A. 136.755 - - - - - (25.411 ) - 111.344
Transmissora Sul Brasileira de Energia
S.A. 270.252 - - - - - 7.222 - 277.474
Transenergia Renovável S.A.
(Transenergia) 128.418 - - - - (4.703 ) 29.675 - 153.390
Retiro Baixo Energética S.A. (Retiro
Baixo) 121.774 - - - - (2.107 ) 7.562 - 127.229
Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 120.873 - - - - (4.225 ) 10.690 - 127.338
Chapada Piauí I Holding S.A. 109.497 - - 14.040 - - (19.477 ) - 104.060
Paranaíba 100.726 24.441 - 12.250 - - 10.239 - 147.656
Eólica Serra das Vacas Holding S.A. 97.374 - - 4.551 - - (7.311 ) - 94.614
Transmissora Matogrossense de Energia
S.A. 97.154 - - - - - 9.326 - 106.480
Triângulo Mineiro Transmissora 82.555 29.253 - - - - 16.957 - 128.765
Transmissora Sul Litorânea de Energia
S.A. 134.739 - - - - - 5.541 - 140.280
Outro 1.280.582 20.689 19.903 24.386 (55.474 ) (49.731 ) 47.240 - 1.287.595
TOTAL DE INVESTMENTOS 21.175.672 3.245.945 (112.781 ) 839.569 (540.098 ) (556.397 ) 3.106.749 (87.831 ) 27.070.828
F-98
Subsidiárias e empresas coligadas
Saldo em 31/12/2014
Investimento de capital/Baixado
Outros resultados
abrangentes
Capitalização AFAC
Ganho / Perda de Capital
Dividendos e juros sobre
capital
próprio Outros
Método de Equivalência
Patrimonial
Saldo em 31/12/2015
MUDANÇA DE INVESTIMENTOS
EÓLICA MANGUE SECO 16.726 - - - - - - 163 16.889
CHC 79.081 - 33.187 - - - - (13.753 ) 98.514
NORTE ENERGIA (BELO MONTE) 2.585.114 245.249 - 245.249 326.671 - - (23.958 ) 3.378.325
INAMBARI 164 - 1 - - - - (50 ) 115
CEEE-GT 449.336 - (16.795 ) - - - 1.560 14.173 448.274
EMAE 275.214 - 9.271 - - (1.416 ) - 24.126 307.195
CTEEP 946.187 - (949 ) - - (120.648 ) - 118.142 942.732
CEMAR 554.817 - - - - (23.176 ) - 121.778 653.419
REDE LAJEADO 206.282 - 39 - - (24.162 ) - 37.014 219.173
CEB LAJEADO 71.723 - 11 - - (8.966 ) - 17.586 80.353
CEEE-D 7.476 - 2.956 - - - - (10.432 ) -
PAULISTA LAJEADO 18.119 - - - - 925 - 4.463 23.507
ROUAR 70.044 - 34.202 - - - - 7.529 111.775
ENERGISA MT 376.031 - 587 - - (4.218 ) - 12.918 385.318
ESBR Participações S.A. 2.907.364 180.000 - - - - - (279.738 ) 2.807.626
Empresa de Energia São Manoel (594 ) 105.667 - - - - - (1.759 ) 103.314
Madeira Energia S.A. 2.724.068 164.970 - - - - - 7.030 2.896.068
Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 842.103 - - - - - - 45.425 887.528
Interligação Elétrica do Madeira S.A. 822.342 - - - - (27.991 ) - 117.747 912.098
Enerpeixe S.A. 555.860 - - - - (62.685 ) - 68.107 561.282
Belo Monte Transmissora de Energia 12.081 194.040 - - 194.040 - - (9.103 ) 391.058
Paranaíba Transmissora de Energia S.A. 67.383 29.400 - - - - - 3.943 100.726
Transnorte Energia S.A. 51.656 - - - 106.330 - - (9.613 ) 148.373
Manaus Transmissora de Energia S.A. 547.784 17.420 - - 26.800 (50 ) - 29.919 621.873
Teles Pires Participações 496.425 252.278 - - - - - (86.139 ) 662.564
Chapecoense Generation S.A. 364.522 - - - - (22.288 ) - 73.267 415.501
Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 275.960 16.000 - - - 2.660 - (24.368 ) 270.252
Energética Águas da Pedra S.A. 184.632 2.450 - - 2.450 (3.455 ) - 22.718 208.795
Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 181.526 116.865 - - - (5.780 ) - 26.361 318.972
Empresa Energética SINOP S.A. 177.772 - - - - - - 1.280 179.052
Integração Transmissora de Energia S.A. 169.450 - - - - (19.575 ) - 25.697 175.572
STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A. 163.434 - - - - (31.968 ) - 45.475 176.941
Santa Vitória do Palmar Holding S.A. 157.627 - - - - 1.163 - (108.567 ) 50.223
Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. 139.719 - - - - - - (4.980 ) 134.739
GOIÁS TRANSMISSÃO S.A. 138.436 - - - - (14.757 ) - 66.566 190.245
MGE TRANSMISSÃO S.A. 118.953 - - 1.960 - (4.634 ) - 20.476 136.755
Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 115.568 - - - - (4.067 ) - 9.372 120.873
Retiro Baixo Energia S.A. 111.906 - - 2.695 - - - 7.173 121.774
Transenergia Renovável S.A. 96.813 - - - - (7.172 ) - 38.777 128.418
VAMCRUZ PARTICIPAÇÕES S.A. - 392 72.995 - - (523 ) - 504 73.368
BAGUARI ENERGIA S.A. 85.815 - - - - (9.320 ) - 6.226 82.721
Transmissora Matogrossense de Energia S.A. 85.368 - - - - (1.531 ) - 13.317 97.154
Transenergia São Paulo S.A. 83.116 - - 1.960 - - - 6.065 91.141
Outros 1.275.443 257.946 62.431 60.391 106.470 574.834 (766.887 ) (125.551 ) 1.445.077
TOTAL DE INVESTMENTOS 18.608.846 1.582.677 197.936 312.255 762.761 181.199 (765.327 ) 295.326 21.175.672
(*) Em 22 de julho de 2016, a Empresa alienou todas as suas ações na Centrales Hidroeléctricas de Centroamérica (“CHC”), correspondentes a 50% do capital investido da empresa.
F-99
Subsidiárias e empresas coligadas
Saldo em 31/12/2013
Investimento de capital/Baixado
Outros resultados abrangentes
Ganho/Perda de Capital
Dividendos e juros sobre capital próprio
Método de Equivalência
Patrimonial
Saldo em 31/12/2014
MUDANÇA DE INVESTIMENTOS
ITAIPU BINACIONAL 117.130 - 15.680 - - - 132.810
EÓLICA MANGUE SECO 17.058 - - - - (332 ) 16.726
CHC 29.119 49.613 5.866 - - (5.517 ) 79.081
NORTE ENERGIA (BELO MONTE) 2.104.536 682.227 - - - (201.649 ) 2.585.114
INAMBARI 9.148 - - - - (8.984 ) 164
CEEE-GT 544.711 - (4.067 ) - - (91.308 ) 449.336
EMAE 153.960 - (28.446 ) - (1.730 ) 151.430 275.214
CTEEP 931.580 83.106 - (30.005 ) (91.996 ) 53.502 946.187
CEMAR 463.394 - - - (20.865 ) 112.288 554.817
REDE LAJEADO 232.907 - 50 - (40.305 ) 13.630 206.282
CEB LAJEADO 83.644 - 14 - (19.354 ) 7.419 71.723
CEEE-D 146.649 - 5.945 - - (145.118 ) 7.476
PAULISTA LAJEADO 27.669 - - - (6.454 ) (3.096 ) 18.119
ROUAR 18.427 34.392 9.985 - - 7.240 70.044
CEMAT 334.294 - 2.255 18.852 (4.861 ) 25.491 376.031
ESBR PARTICIPAÇÕES S.A. 2.752.140 618.000 (1.200 ) - - (461.576 ) 2.907.364
MADEIRA ENERGIA S.A. 2.506.082 1.079.130 - - - (861.144 ) 2.724.068
NORTE BRASIL TRANSMISSORA DE
ENERGIA S.A. 462.170 386.245 - - - (5.857 ) 842.558
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA DO
MADEIRA S.A. 685.927 80.850 - - (7.362 ) 62.927 822.342
ENERPEIXE S.A. 525.379 - - - (26.058 ) 56.539 555.860
MANAUS TRANSMISSORA DE
ENERGIA S.A. 525.558 - - - - 22.226 547.784
TELES PIRES PARTICIPAÇÕES S.A. 525.582 - - - - (29.157 ) 496.425
CHAPECOENSE GENERATION S.A. 345.388 - - - (9.512 ) 28.646 364.522
TRANSMISSORA SUL BRASILEIRA DE
ENERGIA S.A. 167.403 98.400 - - (1.220 ) 11.377 275.960
ENERGÉTICA ÁGUAS DA PEDRA S.A. 189.062 - - - (12.838 ) 8.408 184.632
INTERLIGAÇÃO ELÉTRICA
GARANHUNS S.A. 98.659 66.150 - - - 16.717 181.526
COMPANHIA ENERGÉTICA SINOP S.A. - 182.591 - - - (4.819 ) 177.772
INTEGRAÇÃO TRANSMISSORA DE
ENERGIA S.A. 160.151 - - - (13.091 ) 22.390 169.450
STN - SISTEMA DE TRANSMISSÃO
NORDESTE S.A. 195.154 - - - (77.734 ) 46.014 163.434
SANTA VITÓRIA DO PALMAR
HOLDING S.A. 185.970 (29.400 ) - - (1.163 ) 2.220 157.627
TRANSMISSORA SUL LITORÂNEA DE
ENERGIA S.A. 16.901 125.455 - - - (2.637 ) 139.719
GOIÁS TRANSMISSÃO S.A. 131.579 - 7.350 - - (493 ) 138.436
MGE TRANSMISSÃO S.A. 106.371 - 28.616 - (6.812 ) (9.222 ) 118.953
BRASNORTE TRANSMISSORA DE
ENERGIA S.A. 105.921 - - - - 9.647 115.568
RETIRO BAIXO ENERGIA S.A. 113.181 - - - - (1.275 ) 111.906
TRANSENERGIA RENOVÁVEL S.A. 78.241 - - - (5.744 ) 24.316 96.813
PARANAÍBA TRANSMISSORA DE
ENERGIA S.A. 17.801 47.285 - - - 2.297 67.383
BAGUARI ENERGIA S.A. 92.437 - (315 ) - (5.457 ) (850 ) 85.815
TRANSMISSORA MATOGROSSENSE
DE ENERGIA S.A. 75.656 - - - (1.470 ) 11.182 85.368
TRANSENERGIA SÃO PAULO S.A. 49.632 - - - (10.493 ) 43.977 83.116
OUTRAS 989.998 621.071 (7.697 ) 8 (38.877 ) (359.182 ) 1.205.321
TOTAL DE INVESTMENTOS 16.316.569 4.125.115 34.036 (11.145 ) (403.396 ) (1.452.333 ) 18.608.846
F-100
15.3 Informações do valor de mercado das companhias investidas
Capital Aberto Contabilidade Valor de Mercado(*)
Empresas Método Ação 31/12/2016 31/12/2015
CTEEP Método de Equivalência Patrimonial 36,05 % 3.744.704 2.589.826
CEMAR Método de Equivalência Patrimonial 33,55 % 1.363.366 989.887
AES Tiete Valor de Mercado 7,94 % 437.197 437.532
ENERGISA MT Método de Equivalência Patrimonial 22,01 % 397.129 335.109
COELCE Valor de Mercado 7,06 % 251.938 196.429
ENERGISA S.A. Valor de Mercado 2,31 % 148.661 116.497
CESP Valor de Mercado 2,05 % 129.096 87.023
CEEE-GT Método de Equivalência Patrimonial 32,59 % 259.193 76.904
CEEE-D Método de Equivalência Patrimonial 32,59 % 93.076 65.302
EMAE Método de Equivalência Patrimonial 40,44 % 123.692 60.404
CELPA Valor de Mercado 0,99 % 48.895 42.379
CELESC Valor de Mercado 10,75 % 65.920 41.513
AES Eletropaulo Valor de Mercado 1,25 % 23.660 32.098
CPFL Energia Valor de Mercado 0,18 % 45.431 25.861
CELPE Valor de Mercado 1,56 % 21.688 28.859
COPEL Valor de Mercado 0,56 % 29.207 24.492
Energias do Brasil Valor de Mercado 0,31 % 26.229 20.357
CGEEP - DUKE Valor de Mercado 0,47 % 15.895 17.662
CEB Valor de Mercado 2,10 % 8.305 6.130
CELGPAR Valor de Mercado 0,07 % 207 92
(*) Baseado no preço das ações no banco de dados.
15.4 Resumo das informações dos principais empreendimentos controlados em conjunto e coligadas
I - Ativos e Passivos 31/12/2016
ATIVO PASSIVO
Circulante Não Circulante Circulante Não Circulante
Joint Ventures e Empresas Coligadas Juros
Aplicações
de liquidez imediata
Outros ativos
Ativos financeiros,
ativos intangíveis,
e PP&E
Outros ativos
Total de ativos
Emprésti
mos e
financiam
entos
Outros passivos
Empréstim
os e financiame
ntos
Outros passivos
Patrimônio
Líquido
Total de passivos
Norte Energia S.A. 49,98 % 205.796 577.981 36.345.981 409.376 37.539.134 630.932 989.348 24.984.318 435.958 10.498.578 37.539.134
Madeira Energia S.A. (MESA) 39,00 % 57.974 570.886 22.440.401 2.007.822 25.077.083 602.359 1.891.836 14.465.955 1.698.316 6.418.617 25.077.083
ESBR Participações S.A. 40,00 % 74.219 560.964 22.175.679 886.818 23.697.680 340.189 906.710 10.904.779 3.216.193 8.329.809 23.697.680
Teles Pires Participações 49,44 % 27.907 143.105 5.145.968 441.642 5.758.622 357.288 196.203 3.175.138 412.000 1.617.993 5.758.622
Interligação Elétrica do Madeira S.A. 49,00 % 188.838 536.105 4.948.367 75.684 5.748.994 199.759 188.943 1.660.706 1.394.465 2.305.121 5.748.994
Belo Monte Transmissora 49,00 % 216.126 11.936 4.012.330 - 4.240.392 1.730.241 297.513 - 82.518 2.130.120 4.240.392
Norte Brasil Transmissora de Energia
S.A. 49,00 % 52.759 302.936 3.704.987 - 4.060.682 81.504 162.467 1.133.913 691.192 1.991.606 4.060.682
Chapecoense Geração S.A.
(Chapecoense) 40,00 % 280.082 297.214 2.895.327 185.466 3.658.089 137.753 253.650 1.292.239 732.750 1.241.697 3.658.089
Manaus Transmissora de Energia
S.A. 49,50 % 38.909 171.939 42.199 2.607.266 2.860.313 73.426 168.352 741.918 556.510 1.320.107 2.860.313
Empresa de Energia São Manoel 33,33 % 38.221 510 2.383.308 259.447 2.681.486 3.928 64.665 1.014.509 342.992 1.255.392 2.681.486
Serra do Facão Energia S.A. 49,47 % 31.248 44.680 1.950.905 149.492 2.176.325 46.135 181.816 366.117 1.534.414 47.843 2.176.325
Enerpeixe S.A. 40,00 % 81.402 54.031 1.571.686 55.652 1.762.771 2.299 212.062 348.332 262.143 937.935 1.762.771
Empresa Energética SINOP S.A. 49,00 % 119.037 5.742 1.377.142 5.449 1.507.370 - 66.050 540.128 21.153 880.039 1.507.370
Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 49,00 % 23.631 95.674 1.190.415 26.622 1.336.342 33.209 69.845 282.910 215.537 734.841 1.336.342
Chapada Piauí I Holding S.A. 49,00 % 27.445 18.502 883.960 392.127 1.322.034 34.224 159.296 462.236 470.946 195.332 1.322.034
Chapada Piauí II Holding S.A. 49,00 % 15.640 20.228 788.559 492.512 1.316.939 22.354 19.646 559.680 549.622 165.637 1.316.939
Paranaíba 24,50 % 6.107 20.870 1.228.931 42.042 1.297.950 45.624 8.235 564.667 76.745 602.679 1.297.950
Santa Vitória do Palmar 49,00 % 8.830 15.903 1.071.713 31.878 1.128.324 23.903 47.291 719.797 159.335 177.998 1.128.324
TSLE 51,00 % 6.208 52.774 2.389 915.427 976.798 37.231 54.633 417.621 192.255 275.058 976.798
Mata de Santa Genebra 49,90 % 13.567 11.326 859.203 36.111 920.207 481.894 25.772 - 30.246 382.295 920.207
Energética Águas da Pedra S.A. 49,00 % 49.380 52.713 733.188 30.765 866.046 34.944 79.854 311.061 13.046 427.141 866.046
STN - Sistema de Transmissão
Nordeste S.A. 49,00 % 15.357 207.636 527.763 14.959 765.715 20.327 63.515 122.497 145.298 414.078 765.715
TSBE 80,00 % 23.295 28.669 57 644.361 696.382 25.153 8.796 308.860 6.730 346.843 696.382
Goiás Transmissão S.A. 49,00 % 10.190 5.900 632.207 9.794 658.091 16.787 42.929 196.031 54.767 347.577 658.091
Integração Transmissora de Energia
S.A. 49,00 % 35.157 121.899 460.389 11.739 629.184 31.514 19.563 90.735 88.147 399.225 629.184
Chuí 49,00 % 29.813 13.843 552.147 15.780 611.583 24.094 28.560 324.800 448.533 (214.404 ) 611.583
Vamcruz I Participações S.A. 0,00 % 59.333 21.630 502.591 - 583.554 18.784 11.065 241.956 123.069 188.680 583.554
Eólica Serra das Vacas Holding S.A. 0,00 % 12.695 7.599 511.454 - 531.748 16.069 60.117 224.145 53.972 177.445 531.748
Triângulo Mineiro Transmissora 49,00 % 615 904 496.575 4.853 502.947 17.942 9.651 138.349 79.219 257.786 502.947
Transenergia Renovável S.A.
(Transenergia) 49,00 % 15.542 7.127 469.052 4 491.725 12.089 27.037 106.116 33.443 313.040 491.725
Retiro Baixo Energética S.A. (Retiro
Baixo) 49,00 % 19.222 10.998 363.575 13.073 406.868 13.418 11.325 107.348 11.097 263.680 406.868
CTEEP 36,05 % 4.524 1.675.820 67.300 12.168.997 13.916.641 71.679 526.292 432.472 5.514.529 7.371.669 13.916.641
Lajeado Energia 47,07 % 184.658 102.337 1.643.236 108.816 2.039.047 11.228 312.652 76.219 370.633 1.268.315 2.039.047
F-101
I - Ativos e Passivos
31/12/2015
ATIVO PASSIVO
Circulante Não Circulante Circulante Não Circulante
Joint Ventures e Empresas
Coligadas Juros
Aplicações
de
liquidez
imediata
Outros
ativos
Ativos
financeiros,
ativos
intangíveis,
e PP&E
Outros
ativos
Total
de ativos
Emprésti
mos
e
financiam
entos
Outros
passivos
Empréstim
os e
financiame
ntos
Outros
passivos
Patrimônio
Líquido
Total
de passivos
Belo Monte Transmissora de Energia 49,00 % 332.604 4.199 920.165 - 1.256.968 453.882 46.277 - 8.733 748.076 1.256.968
Brasnorte Transmissora de Energia
S.A. 49,71 % 16.467 24.149 279.599 - 320.215 11.280 13.838 - 51.941 243.156 320.215
Chapecoense Geração S.A. 40,00 % 176.308 180.185 3.075.967 162.724 3.595.184 136.322 311.290 1.404.553 704.268 1.038.751 3.595.184
Empresa Energética Sinop 49,00 % 53.385 3.445 844.733 2.491 904.054 328.022 56.012 - 19.609 500.411 904.054
Energética Águas da Pedra S.A. 49,00 % 61.765 39.300 753.115 17.353 871.533 34.917 54.031 339.843 12.178 430.564 871.533
Enerpeixe S.A. 40,00 % 82.946 76.736 1.596.186 50.194 1.806.062 - 172.744 - 230.114 1.403.204 1.806.062
ESBR Participações 40,00 % - 908.570 21.685.558 1.655.056 24.249.184 - 1.422.013 11.299.857 4.508.251 7.019.063 24.249.184
Interligação Elétrica do Madeira S.A. 49,00 % 41.833 646.081 4.149.365 - 4.837.279 197.250 151.399 2.215.079 546.746 1.726.805 4.837.279
Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 49,00 % - 33.485 1.114.685 16.723 1.164.893 - - 339.848 174.081 650.964 1.164.893
Intesa - Integração Transmissora de
Energia S.A. 49,00 % 36.235 112.742 496.085 - 645.062 31.182 9.001 120.166 93.573 391.140 645.062
Madeira Energia S.A. 39,00 % 299.963 1.308.256 22.180.387 1.182.376 24.970.982 450.779 1.700.678 14.061.238 1.507.190 7.251.097 24.970.982
Manaus Transmissora de Energia
S.A. 49,50 % 32.198 188.813 2.376.236 9.351 2.606.598 69.707 272.606 786.943 310.270 1.167.072 2.606.598
Norte Brasil Transmissora de Energia
S.A. 49,00 % 51.937 265.098 3.425.883 - 3.742.918 78.941 263.100 1.171.337 426.938 1.802.602 3.742.918
Norte Energia S.A. 49,98 % 489.804 442.450 29.964.727 271.620 31.168.601 - 719.033 23.280.595 229.708 6.939.265 31.168.601
Santa Vitória do Palmar 49,00 % - 31.227 1.004.762 22.957 1.058.946 - 182.126 749.633 24.692 102.495 1.058.946
Serra do Facão Energia S.A. 49,47 % 31 52.441 2.044.386 99.362 2.196.220 41.126 163.051 401.137 1.499.884 91.022 2.196.220
STN - Sistema de Transmissão
Nordeste S.A. 49,00 % - 60.313 699.181 3.866 763.360 - - 162.093 240.162 361.105 763.360
Teles Pires Participações 49,40 % 130.877 98.058 4.886.124 236.137 5.351.196 191.893 293.229 3.392.921 80.097 1.393.056 5.351.196
TSBE 80,00 % - 46.675 659.575 - 706.250 - 30.639 337.796 - 337.815 706.250
TSLE 51,00 % - 49.433 914.407 - 963.840 - 91.522 495.271 112.850 264.197 963.840
Chapada do Piauí I Holding S.A. 49,00 % - 51.418 809.359 132 860.909 - - 523.242 160.933 176.734 860.909
Chapada do Piauí II Holding S.A. 49,00 % - 85.298 864.913 - 950.211 - - 512.068 189.113 249.030 950.211
Chuí Holding S.A. 49,00 % - 65.150 609.778 12.747 687.675 - 57.429 373.979 413.628 (157.361 ) 687.675
Empresa Energética do Maranhão
(CEMAR) 33,55 % 310.893 1.963.260 2.573.627 271.559 5.119.339 253.910 711.799 1.997.641 207.715 1.948.274 5.119.339
Lajeado Energia 40,07 % 161.062 92.153 48 1.445.794 1.699.057 6.483 243.394 448.216 2.616 998.348 1.699.057
CTEEP 35,37 % 3.120 580.539 45.812 6.217.757 6.847.228 213.312 155.268 665.649 476.794 5.336.205 6.847.228
CEEE-GT 32,59 % 38.171 454.210 555.108 1.871.335 2.918.824 29.247 298.881 282.253 826.489 1.481.954 2.918.824
Energisa MT 27,52 % 192.754 1.198.769 1.909.436 1.365.792 4.666.751 170.545 918.080 1.297.616 930.884 1.349.626 4.666.751
CEEE-D 32,59 % 73.961 801.912 2.165.618 274.473 3.315.964 4.954 1.346.254 474.965 1.973.387 (483.596 ) 3.315.964
Outro 1.137.504 994.618 10.606.468 1.661.908 14.400.498 1.128.125 1.838.403 3.176.337 1.836.613 6.421.018 14.400.498
II - Resultado
31/12/2016
Joint Ventures e Empresas Coligadas
Receita operacional
líquida Receita Financeira Despesas financeiras Imposto de renda
Lucros
líquidos (prejuízos) Depreciação e amortização
Norte Energia S.A. 654.543 25.268 (175.959 ) 18.640 (76.967 ) (88.813 )
Madeira Energia S.A. (MESA) 2.802.554 146.200 (1.551.719 ) (23.636 ) (617.200 ) (674.767 )
ESBR Participações S.A. 2.386.172 73.078 (1.134.269 ) (722.295 ) 1.310.746 (663.663 )
Teles Pires Participações 713.680 36.607 (321.778 ) 87.812 (121.799 ) (181.471 )
Interligação Elétrica do Madeira S.A. 830.043 28.693 (233.143 ) (173.345 ) 404.887 (5.065 )
Belo Monte Transmissora - 233.318 (136.430 ) (70.868 ) 17.748 (144 )
Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 461.368 10.771 (131.351 ) (143.807 ) 161.966 (1.157 )
Chapecoense Geração S.A. (Chapecoense) 799.516 43.111 (246.887 ) (122.060 ) 242.143 (86.449 )
Manaus Transmissora de Energia S.A. 266.126 - - (52.455 ) 83.876 (853 )
Empresa de Energia São Manoel - 19.705 (20.069 ) 160.159 (310.897 ) -
Serra do Facão Energia S.A. 282.673 4.402 (210.833 ) 28.620 (43.176 ) (100.578 )
Enerpeixe S.A. 309.696 6.446 (47.824 ) (4.223 ) 126.307 (50.171 )
Empresa Energética SINOP S.A. - - - 2.958 (5.735 ) (6.387 )
Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 230.909 5.310 (29.010 ) (60.567 ) 90.768 (53 )
Chapada Piauí I Holding S.A. 112.103 2.089 (98.497 ) (4.129 ) (39.749 ) (30.785 )
Chapada Piauí II Holding S.A. 98.876 2.646 (94.495 ) (3.695 ) (49.971 ) (28.621 )
Paranaíba 141.956 3.456 (57.397 ) (21.544 ) 41.792 (19.456 )
Santa Vitória do Palmar 101.857 4.216 (68.349 ) (4.139 ) 75.503 (51.020 )
TSLE 103.330 3.222 (68.980 ) (18.041 ) 10.861 (52 )
Mata de Santa Genebra 69.788 13.358 (86.721 ) 3.365 (6.403 ) (35 )
Energética Águas da Pedra S.A. 220.698 - - (20.038 ) 107.265 (25.950 )
STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A. 160.739 3.001 (29.561 ) 43.921 156.718 (47 )
TSBE 56.552 4.314 (36.988 ) (2.809 ) 9.028 (11 )
Goiás Transmissão S.A. (35.469 ) 2.754 (19.761 ) 164 (40.679 ) (254 )
Integração Transmissora de Energia S.A. 100.314 4.504 (13.971 ) (7.035 ) 61.070 (25 )
Chuí 56.486 6.006 (39.276 ) (3.279 ) (57.043 ) (34.658 )
Vamcruz I Participações S.A. 65.723 2.988 (23.057 ) (2.788 ) 6.070 (19.058 )
Eólica Serra das Vacas Holding S.A. 62.690 (13 ) (38.262 ) (1.961 ) (14.919 ) (20.839 )
Triângulo Mineiro Transmissora 31.551 79.398 (10.050 ) (26.781 ) 34.605 -
Transenergia Renovável S.A. (Transenergia) 65.994 2.086 (11.966 ) (2.931 ) 60.560 (31 )
Retiro Baixo Energética S.A. (Retiro Baixo) 63.181 1.922 (14.802 ) (2.680 ) 17.200 (10.460 )
CTEEP 7.789.240 76.684 (186.613 ) (2.333.912 ) 4.764.896 (9.061 )
Lajeado Energia 589.060 23.940 (140.539 ) (63.690 ) 177.292 (72.837 )
F-102
31/12/2015
Empreendimentos controlados em
conjunto e coligadas
Receita operacional
líquida Receita Financeira Despesas financeiras Imposto de renda
Lucros
líquidos (prejuízos) Depreciação e amortização
Belo Monte Transmissora de Energia 881.398 55.344 (53.783 ) (8.599 ) (18.260 ) (52 )
Brasnorte Transmissora de Energia S.A. 36.641 1.623 (2.473 ) (9.035 ) 20.099 -
Chapecoense Geração S.A. 738.792 32.149 (143.821 ) (119.721 ) 183.166 (34.867 )
Empresa Energética Sinop - 3.362 15.052 2.491 10.119 (179 )
Energética Águas da Pedra S.A. 188.908 5.194 (30.325 ) (7.187 ) 37.489 (20.430 )
Enerpeixe S.A. 435.627 8.389 (46.278 ) (8.150 ) 170.269 (49.385 )
ESBR Participações S.A. 2.412.946 13.446 (686.016 ) 348.386 (699.349 ) (433.313 )
Interligação Elétrica Garanhuns S.A. 279.257 3.105 (25.245 ) (27.667 ) 53.798 (26 )
Interligação Elétrica do Madeira S.A. 610.279 25.100 (249.207 ) (102.072 ) 240.216 (103 )
Intesa - Integração Transmissora de Energia
S.A. 92.484 3.701 (13.744 ) (13.408 ) 51.267 -
Madeira Energia S.A. 2.604.869 161.751 (1.128.693 ) 614.983 18.026 (480.611 )
Manaus Transmissora de Energia S.A. 174.519 5.064 (79.158 ) (29.656 ) 52.446 -
Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. 340.080 4.357 (138.058 ) (63.807 ) 113.850 -
Norte Energia S.A. 120.653 93.444 (86.679 ) 23.886 (40.819 ) (6.195 )
Santa Vitória do Palmar Holding S.A. 94.618 2.061 (88.409 ) (3.499 ) (227.750 ) (46.109 )
Serra do Facão Energia S.A. 280.164 3.318 (272.574 ) 62.402 (135.032 ) (43.587 )
STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A. 159.741 3.805 (28.589 ) (23.234 ) 92.806 (111 )
Teles Pires Participações 354.316 14.978 (184.328 ) 57.671 (188.695 ) (57.283 )
Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. 73.863 4.407 (35.495 ) (3.442 ) (31.964 ) (10 )
Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. 150.922 2.077 (63.619 ) 495 (19.026 ) -
Chapada do Piauí I Holding S.A. 44.733 265 (44.205 ) (1.455 ) (19.511 ) (12.104 )
Chapada do Piauí II Holding S.A. - - (4.590 ) - (4.813 ) -
Chuí Holding S.A. 73.031 271 (23.104 ) (2.348 ) (233.111 ) (18.222 )
Empresa Energética do Maranhão (CEMAR) 2.738.793 388.912 (368.729 ) (79.311 ) 363.803 (127.052 )
Lajeado Energia 489.975 23.351 (67.944 ) (26.879 ) 92.373 (28.767 )
CTEEP 1.089.287 121.244 (125.566 ) (85.270 ) 504.430 (7.776 )
CEEE-GT 671.279 247.884 (195.384 ) 66.419 84.947 (26.445 )
Energisa MT 3.483.404 255.036 (378.233 ) (24.433 ) 45.246 (118.601 )
CEEE-D 3.376.936 460.746 (532.921 ) 40.766 (514.244 ) (58.633 )
15.4.1 - Empresas de Distribuição:
(a) Celg - Distribuição - CELG-D - Em 26 de Setembro de 2014, a Empresa adquiriu 51% do capital ordinário da CELG - D,
tornando-se a empresa-controladora da CELG - D (ver Nota 43). CELG D é uma empresa privada, e possui concessão para
distribuição de energia elétrica; foi constituída em 23 de Março de 2007. A Eletrobras detém 51% do capital social, e a CELGPAR
detém 49%.
Celg-D detém concessões para distribuição de energia elétrica em 237 municípios, 391 distritos e cidades no Estado de Goiás, com
2.826.562 consumidores, cobrindo uma área de 336.871 km²*, regido pelo Contrato de Concessão nº 63, de 25 de Agosto de 2000,
celebrado por e entre a ANEEL, CELG D, e o então acionista majoritário.
A Celg-D teve sua concessão estendida pela assinatura, em 29 de dezembro de 2015, do quinto aditivo ao contrato de concessão nº
63/2000 - ANEEL, ver Nota 2.1.
Em 31 de dezembro de 2015, a Empresa classificou a subsidiária em questão como um ativo mantido para venda, uma vez que a
Empresa se comprometeu a alienar o controle acionário sobre a referida subsidiária, realizado no leilão de Privatização ocorrido em
30 de novembro de 2016. Em 14 de fevereiro de 2017, foi celebrado o contrato de compra e venda de ações CELG D entre a
Eletrobras, a Empresa Celg de Participações (CELGPAR) e a ENEL BRASIL S/A, de acordo com o cronograma estabelecido. Para
mais detalhes, ver Nota 42.
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.
F-103
15.4.2 Empresas de Geração e Transmissão:
(a) Eletrosul Centrais Elétricas S.A. - seu principal objetivo é a transmissão e geração de energia elétrica diretamente ou através
de participações em Sociedades de Propósito Específico. A Empresa realiza estudos, projetos, construção, operação e manutenção de
instalações de transmissão de energia elétrica e sistemas de geração, tais atividades que são reguladas.
(b) Empresa Hidro Elétrica do São Francisco - CHESF - concessionária de serviço de energia elétrica cuja finalidade é gerar,
transmitir e comercializar energia elétrica. O seu sistema de geração e sistema hidrotérmico predominantemente utiliza usinas
hidrelétricas que respondem por 97% da produção total. As operações da CHESF na geração de energia elétrica incluem 13 usinas
hidrelétricas e 1 usina termelétrica, para uma potência total instalada de 10.613 MW*, e a atividade de transmissão do sistema é
composta por 119 subestações e 20.313,3 quilômetros Km* de linhas de alta tensão.
Em 31 de dezembro de 2015, foram concluídos os processos necessários à efetiva retirada da CTEEP da composição acionária da SPE
Extremoz Transmissora do Nordeste (ETN S.A.) com a agência reguladora (ANEEL). Assim, a subsidiária Chesf passou a deter 100%
das ações na Extremoz.
No final de 2015, a Chesf comprou o controle sobre a SPE Tamanduá Mirim 2 Energia S.A., pertencente ao Complexo Eólico Pindaí
III, por diluição permanente do interesse do parceiro Sequoia Cpaital Ltda. neste empreendimento. Como tal, a subsidiária Chesf passa
a deter controle com 83,01% da participação neste empreendimento.
(c) Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (Eletronorte) - concessionária de energia elétrica de utilidade pública subsidiária
pela Empresa, com operações principalmente no Estado do Acre, Amapá, Amazonas, Maranhão, Mato Grosso, Pará, Rondônia,
Roraima e Tocantins. As operações da Empresa com geração de energia elétrica incluem 4 usinas hidrelétricas, com capacidade
instalada de 8.860,05 MW* e 8 usinas termelétricas, com capacidade de 521,82 MW*, dando uma capacidade instalada de 9.381,87
MW*. A transmissão de energia elétrica é feita através de um sistema composto por 11.617,12 Km* de linhas de transmissão, 56
subestações no Sistema Interligado Nacional (SIN), 190,20 Km* de linhas de transmissão, 1 subestação no sistema isolado,
totalizando 11.807,32 Km* de linhas de transmissão e 57 subestações.
(d) Furnas Centrais Elétricas SA (FURNAS) - essa Empresa atua na geração, transmissão e comercialização, predominantemente
na região abrangida pelo Distrito Federal e pelos Estados de São Paulo, Minas Gerais, Rio de Janeiro, Paraná, Espírito Santo, Goiás,
Mato Grosso, Pará, Tocantins, Rondônia, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Rio Grande do Norte, Ceará e Bahia, além de deter
participações em Sociedades de Propósito Específico. O sistema de produção de energia elétrica operado pela FURNAS é composto
por 10 usinas hidrelétricas integrais, 2 em parceria com a iniciativa privada e 8 sob o regime de sociedade de propósito específico
(SPE), com uma capacidade instalada de 16.586,26 MW*, e duas usinas termelétricas com 530 MW* de energia total instalada.
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.
F-104
15.4.3 - Outras Empresas
a) Empresa Energética do Maranhão (CEMAR) concessionária de eletricidade de serviço, que planeja, constrói e explora a
eletricidade sub-transmissão, transformação, distribuição e sistemas de comercialização.
A Empresa detém concessões para a distribuição de energia elétrica em 217 municípios no Estado do Maranhão, de acordo com o
Contrato de Concessão No 60, de 28 de agosto de 2000, firmado com a ANEEL, o qual permanecerá em vigor até agosto de 2030 e
poderá ser prorrogado por um período adicional de 30 anos.
b) Eletrobras Participações S.A. (Eletropar) subsidiária da Empresa cuja finalidade corporativa é investimento em outras
empresas. Em 15 de dezembro de 2015, a Assembleia Geral de Credores da Eletronet SA, da qual a Eletropar é agente da Furnas,
Chesf e Eletronorte, decidiu liquidar as obrigações da Eletronet e foi protocolada uma declaração legal de extinção de obrigações e
conclusão de falência. As atividades normais foram retomadas e foram produzidos outros efeitos relevantes.
c) Empresa Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT) - uma companhia de capital aberto cujo
acionista majoritário é o Estado do Rio Grande do Sul, por meio da Empresa Estadual de Energia Elétrica Participações (CEEE-Par), a
qual detém 65,92% do total capital social. O objetivo da Concessionária é explorar sistemas de produção e transmissão de energia
elétrica.
d) Empresa Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) uma empresa de capital aberto autorizada a operar como
concessionária de uso de energia elétrica, tendo como principais atividades o planejamento, construção e operação de sistemas de
transmissão de energia elétrica.
Em 31 de dezembro de 2016, a CTEEP determinou e reconheceu na contabilização os efeitos da atualização do ativo financeiro das
instalações da RBSE, com impacto de R$ 7.318.500 em ativos financeiros, R$ 6.503.600 sobre a receita operacional líquida
(R$ 814.900 para o PIS e COFINS deferidos), R$ 2.211.200 nas provisões para imposto de renda e contribuição social deferidos e
R$ 4.292.400 sobre o lucro líquido (impactos sobre os efeitos totais, esses impactos são refletidos na Empresa na proporção de sua
participação).
e) Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA - sociedade anônima de capital aberto da Equatorial Energia S.A. (Equatorial), que
atua na distribuição e geração de energia elétrica no Estado do Pará, atendendo a consumidores em 143 municípios, nos termos do
Contrato de Concessão 182/1998, assinado em 28 de julho de 1998, com prazo de concessão de 30 anos, e vencimento em 28 de julho
de 2028. Além do contrato de distribuição, a CELPA mantém o Contrato de Concessão de Geração 181/98 para 34 Usinas
Termelétricas, 11 das quais possui e 23 pertencentes a terceiros, para exploração de geração de eletricidade por um período de
30 anos, com vencimento em 28 de julho, 2028, renovável por um período adicional de 30 anos. Em 31 de dezembro de 2016, essa
subsidiária possuía capital circulante líquido de R$ 950.562 (capital circulante líquido de R$ 350.275 em 31 de dezembro de 2015),
determinou um patrimônio líquido de R$ 2.118.012 (R$ 1.844.970 em 31 de dezembro de 2015) e lucros acumulados de R$ 351.556
(perda de R$ 392.340 em 31 de dezembro de 2015).
Todos os débitos devidos pela subsidiária até a data de apresentação de sua petição de recuperação de falência, mesmo aqueles ainda
não vencidos, com todas as exceções legais, deverão ser pagos de acordo com o plano de recuperação judicial aprovado em 1º de
setembro de 2012 durante as reuniões gerais de credores.
F-105
f) Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. (EMAE) a concessionária de um complexo de hidroenergia localizado no
Alto Tietê, centrada na Usina Hidrelétrica Henry Borden. EMAE também tem a UHE Rasgão e a UHE Porto Góes, ambas no rio
Tietê. No Vale do Paraíba, no município de Pindamonhangaba, UHE Isabel está instalada, que atualmente não está funcionando. Em
31 de dezembro de 2016, essa subsidiária possuía capital circulante líquido de R$ 127.875 (R$ 112.812 em 31 de dezembro de 2015).
g) Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S.A. (Energisa MT) - companhia de capital aberto sob controle acionário da
Energisa, S.A., atuando na área de distribuição de energia elétrica, além da geração utilizando usinas térmicas para servir sistemas
isolados em sua área de concessão, a qual abrange o Estado de Mato Grosso, atendendo consumidores de 141 municípios. De acordo
com o Contrato de Concessão 03/1997, assinado em 11 de dezembro de 1997, o prazo da concessão é de 30 anos, com vencimento em
11 de dezembro de 2027, renovável por um período adicional de 30 anos. Além do contrato de distribuição, a Empresa possui um
Contrato de Concessão de Geração 04/1997, para 3 Usinas Termelétricas com as suas respectivas subestações associadas, com
vencimento em 10 de dezembro de 2027.
h) Norte Energia S.A. - uma sociedade de propósito específico, de capital fechado, com a finalidade de realizar todas as
atividades necessárias para a instalação, operação, manutenção e exploração da Usina Hidroelétrica Belo Monte (UHE Belo Monte),
no rio Xingu, localizado no Estado do Pará, e das instalações de transmissão, com interesse restrito à central geradora. A Empresa
detém 49,98% do capital social da Norte Energia. Esta subsidiária gastou quantias significativas em custos de organização,
desenvolvimento e pré-operação, que, de acordo com estimativas e projeções, devem ser absorvidos pelas receitas de operações
futuras. A subsidiária terá recursos financeiros dos seus acionistas e de terceiros em quantidades significativas, a fim de completar a
sua Usina Hidrelétrica. Em 31 de dezembro de 2016, a subsidiária possuía um capital circulante líquido negativo de R$ 836.503
(R$ 359.526 em 31 de dezembro de 2015).
i) Madeira Energia S.A. - uma companhia de capital fechado constituída em 27 de agosto de 2007, com a finalidade de
construção e exploração da Usina Hidrelétrica de Santo Antônio, localizada no Rio Madeira, no município de Porto Velho, Estado de
Rondônia, e do seu Sistema de Transmissão Associado. A Empresa detém 39% do capital votante da Madeira Energia S.A. (MESA).
A subsidiária incorreu despesas com o projeto para a construção da Usina Hidrelétrica Santo Antônio, as quais, de acordo com as
projeções financeiras preparadas pela sua administração, deverão ser absorvidas pelas receitas das operações.
Em 31 de dezembro de 2016, a subsidiária MESA, na qual a Furnas detém 39% do capital votante, possuía um passivo circulante
líquido de R$ 1.865.335 (R$ 543.238 em 31 de dezembro de 2015). A fim de corrigir o seu capital circulante negativo, a subsidiária
conta com contribuições financeiras de seus acionistas. Parte desse total reflete uma deterioração do valor esperado da receita de
despesas reembolsáveis com o Consórcio Construtor Santo Antônio (CCSA).
Esse recebível originado a partir da assinatura do segundo aditivo do Contrato de Concessão com a ANEEL, com base na
apresentação de um cronograma para operações comerciais pela CCSA, antecipando, pela segunda vez, o lançamento das operações
das unidades geradoras, sendo tal compromisso assinado, em seguida, como parte do Contrato de Instalação da Santo Antonio UHE e
dos “Termos e Condições”. No entanto, esse cronograma não foi cumprido, o que significa que o resultado líquido desse cálculo gera
para a MESA um direito de compensação com a CCSA.
F-106
Para verificar o cálculo destas despesas reembolsáveis, a CCSA solicitou a aplicação da Cláusula 31.1.2.1.1 do Contrato EPC, que
apresenta um limite contratual de R$ 122,00/MWh* para a transferência do custo de compra de energia. À luz dessa análise, a
Diretoria Executiva da MESA realizou, durante o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2014, revisão adicional, alterando
sua estimativa quanto ao valor realizável do ativo (o direito acima mencionado de reembolso junto à CCSA). Dessa forma, pelo valor
total da despesa reembolsável de R$ 1.508.567, foi reconhecida uma redução ao valor recuperável cujo valor em 31 de dezembro de
2016 era de R$ 678.551, o que reflete o valor líquido esperado recebido de R$ 885.086 em dezembro de 2016 (R$ 830.016 em 31 de
dezembro de 2015).
Para solucionar questões sobre o uso do limitador de contrato considerado no cálculo de parte dos resultados líquidos da utilização
antecipada do cronograma de início da operação comercial da usina, estabelecido na 2ª Adenda ao Contrato de Concessão firmado
com a Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”), que originou a referida deficiência, a subsidiária protocolou na Câmara de
Arbitragem Internacional de Comércio Internacional (“ICC”) um processo de arbitragem com a CCSA, que é confidencial, nos termos
do Regulamento de Arbitragem da ICC. O tribunal arbitral foi instalado em janeiro de 2017.
Por meio de outro procedimento arbitral de confidencialidade iniciado em 2014 contra a MESA e com a Câmara de Arbitragem do
Mercado (CAM nº 048/2014), os sócios SAAG Investimentos S.A. (SAAG) e Cemig Geração e Transmissão S.A. questionaram
substancialmente parte do aumento de capital aprovado na MESA destinada ao pagamento de indenizações do Consórcio Construtor
Santo Antônio (“CCSA”), no valor aproximado de R$ 780 milhões com base na não determinação dos valores supostamente devidos
pela CCSA e aprovação prévia do Conselho de Administração, conforme exigido pelo Estatuto Social e Acordo de Acionistas da
MESA, bem como a existência de créditos que a CCSA devia, elegíveis para indenização, em valor superior aos créditos.
O desafio da parcela do referido aumento de capital foi baseado na ausência de determinação dos valores supostamente devidos pela
CCSA e aprovação prévia pelo Conselho de Administração, conforme exigido pelo Estatuto Social e Acordo de Acionistas da MESA,
bem como a existência de créditos que a CCSA devia, elegíveis para compensação, em um montante superior aos créditos.
Antes da instalação do procedimento de arbitragem, os Requerentes de arbitragem obtiveram uma liminar preparatória que suspendeu
o prazo para que esses acionistas exercessem o primeiro direito de recusa em subscrever e pagar sua parcela proporcional do aumento
de capital da MESA. Em decorrência da concessão da referida intimação, foram suspensos todos os efeitos das deliberações em
relação à SAAG e à Cemig GT e suas participações na MESA, inclusive no que se refere à diluição e penalidades estabelecidas no
Acordo de Acionistas da MESA.
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.
F-107
Em 2016, a Câmara de Arbitragem do Mercado reconheceu integralmente o direito dos Requerentes e ordenou a anulação dos atos
impugnados.
Dada esta determinação arbitral final, a FURNAS e os Requerentes do Procedimento Arbitral CAM nº 048/2014 estão analisando
todas as medidas a tomar para implementar a decisão a favor dos investidores.
j) ESBR Participações S.A. (ESBRP) - ESBR Participações S.A. (“ESBRP”), uma empresa privada, tem seu objeto social
unicamente para investimento na Sociedade de Propósito Especial (SPE) chamada Energia Sustentável do Brasil S.A. (“ESBR”), que
detém as concessões para uso de bem público para exploração da Usina Hidrelétrica de Jirau, que está sendo construída no Rio
Madeira, no Estado de Rondônia. A empresa detém 40% do capital da ESBRP. Em 31 de dezembro de 2016, a subsidiária possuía um
patrimônio líquido negativo de R$ 611.716 (R$ 513.443 em 31 de dezembro de 2015), prejuízos acumulados de R$ 801.902
(R$ 2.112.648 em 31 de dezembro de 2015) e patrimônio líquido de R$ 8.329.809 (R$ 7.019.063 em 31 de dezembro de 2015).
k) Interligação Elétrica do Madeira S.A. (IEMadeira) - constituída em 18 de dezembro de 2008, com o propósito de explorar a
concessão de transmissão de energia elétrica de utilidade pública, particularmente as linhas de transmissão e subestações conectadas
aos Lotes D e F de Licitação nº 007/2008 da ANEEL: O Porto Velho - linha de transmissão Araraquara entrou em operação comercial
em 1º de agosto de 2013. A estação de Inversão e Correção entrou em operação comercial em 12 de maio de 2014. A empresa detém
49% do capital da IE Madeira.
l) A Manaus Transmissora de Energia SA - é uma companhia de capital fechado constituída em 22 de abril de 2008, com o
propósito específico de explorar concessões de serviços públicos de transmissão de energia elétrica, fornecida por meio de instalação,
operação, manutenção e construção de instalações de transmissão para o sistema elétrico interligado brasileiro, de acordo com as
normas estabelecidas na legislação e a regulamentação em vigor.
A SPE detém uma concessão para construção, operação e manutenção das linhas de transmissão de 500 kV* Oriximiná/Cariri CD, SE
Itacoatiara 500/138 kV* e SE Cariri 500/230 kV*.
O contrato de concessão foi assinado em 16 de outubro de 2008, por um período de trinta anos; as atividades operacionais tiveram
início em 2013.
A Empresa detém 49,50% do capital da Manaus Transmissora de Energia S.A.
m) Teles Pires Participações S.A. - o objeto desta empresa está investindo na Empresa Hidrelétrica Teles para a implantação da
usina Hidrelétrica Teles Pires. A Empresa detém 49,44% do capital social da Teles Pires Participações S.A. Em 31 de dezembro de
2016, a subsidiária tinha um capital de giro negativo de R$ 382.479 (R$ 256.187 em 31 de dezembro de 2015) e patrimônio líquido de
R$ 1.167.993 (R$ 1.393.056 em 31 de dezembro de 2015).
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.
n) Mata de Santa Genebra Transmissora S.A. - sociedade de capital fechado de propósito específico, tem por objeto realizar
todas as atividades necessárias à implantação, operação, manutenção e exploração do Sistema de Transmissão da Mata de Santa
Genebra, composto por três linhas de transmissão que cruzam as cidades de São Paulo e Paraná. A Empresa detém 49,9% da Mata de
Santa Genebra Transmissora S.A. Em 31 de dezembro de 2016, a subsidiária tinha um capital de giro negativo de R$ 482.773 e um
patrimônio líquido de R$ 382.295.
F-108
o) Belo Monte Transmissora de Energia SPE S.A. - sociedade de propósito específico para a realização de todas as atividades
necessárias à implantação, operação, manutenção e exploração da Linha de Transmissão CC Xingu/Estreito e instalações associadas
que atravessam cidades nos Estados do Pará, Tocantins, Goiás e Minas Gerais. A Empresa detém 49% da Belo Monte Transmissora
de Energia SPE S.A. Em 31 de dezembro de 2016, a subsidiária tinha um capital de giro negativo de R$ 1.799.692 (R$ 163.356 em 31
de dezembro de 2015) e patrimônio líquido de R$ 2.130.120 (R$ 748.076 em 31 de dezembro de 2015).
p) Empresa Estadual de Distribuição de Energia Elétrica (CEEE-D) - sociedade anônima cujo acionista controlador é o Estado
do Rio Grande do Sul por meio da Empresa Estadual de Energia Elétrica Participações (CEEE-Par), empresa detentora de 65,92% do
total capital. O objeto da Concessionária é distribuir eletricidade para 72 cidades do Rio Grande do Sul, atendendo aproximadamente 4
milhões de unidades consumidoras. Em 31 de dezembro de 2016, a subsidiária possui um capital de giro negativo de R$ 1.040.749
(R$ 475.335 em 31 de dezembro de 2015), determinando um saldo de R$ 1.236.010 (R$ 483.596 em 31 de dezembro de 2015) e
perdas acumuladas de R$ 2.416.289 (R$ 1.889.110 em 31 de dezembro de 2015). Assim, em 31 de dezembro de 2016, o investimento
nessa subsidiária é zero.
q) Amazonas GT - suas principais atividades são a geração e transmissão de energia elétrica no estado do Amazonas. Em 31 de
dezembro de 2016, a subsidiária possui um capital de giro negativo de R$ 307.876 (R$ 517.988 em 31 de dezembro de 2015), passivo
circulante de R$ 158.036 (patrimônio líquido de R$ 192.667 em 31 de dezembro de 2015) e perdas de R$ 593.456 (R$ 243.206 em
31 de dezembro de 2015), e depende do apoio financeiro da Empresa. Em 1º de Julho de 2015, a subsidiária foi constituída como uma
empresa sob o controle da Amazonas D, devido ao processo de desverticalização da Amazonas Energia (ver Nota 1).
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.
15.6.3 - Empresas sob Administração
a) Empresa de Eletricidade do Amapá - CEA - em 12 de novembro de 2012, a Empresa assinou uma carta de preposição,
buscando participar no processo de reestruturação financeira da empresa Empresa de Eletricidade do Amapá.
A Empresa e o Estado do Amapá celebraram um acordo de acionistas e um acordo de gestão em 12 de setembro de 2013, buscando
alcançar a recuperação econômica/financeira do CEA que, após a implementação, oferece a opção de compra pela Empresa de
controle acionário da empresa recuperada. Para esse fim, a Empresa assume a gestão executiva da CEA, por meio de sua
representação majoritária no Conselho de Administração, e por meio de indicação de dois membros do Conselho Executivo da CEA,
que serão posteriormente substituídos por profissionais contratados no mercado.
Nesse processo, o Estado do Amapá obteve financiamento do Governo Federal a fim de liquidar as dívidas de CEA com a Eletrobras e
outros fornecedores, além de preparar um Plano de Contingência que será encaminhado para aprovação pela ANEEL.
b) Empresa Energética de Roraima - CERR - em 26 de novembro de 2012, a Empresa assinou um memorando de entendimento,
buscando participar do processo de reestruturação financeira da Empresa Energética de Roraima. Este processo prevê que a Empresa
poderá assumir o controle da CERR através da aquisição do controle acionário da empresa.
F-109
A Empresa e o Governo do Estado de Roraima inicialmente celebraram um acordo de acionistas e um acordo de gestão, respeitando as
autorizações necessárias, buscando alcançar a recuperação econômica/financeira da CERR que, após a implementação na íntegra,
oferece a opção de compra pela Empresa do controle acionário da empresa recuperada. Para esse fim, a Empresa assume a gestão
executiva da CERR, por meio de sua representação majoritária no Conselho de Administração, e por meio de indicação de dois
membros do Conselho Executivo da CERR, que serão posteriormente substituídos por profissionais contratados no mercado.
Nesse processo, o Governo do Estado de Roraima obteve financiamento a fim de liquidar as dívidas de CERR com a Eletrobras e
outros fornecedores, além de preparar um plano de contingência que será encaminhado para aprovação pela ANEEL.
De acordo com a Portaria do Ministério de Minas e Energia (MME), em 03 de agosto de 2016, a Empresa Energética de Roraima
(CERR), subsidiária pelo Estado de Roraima, solicitou a renovação da concessão de serviços de distribuição de eletricidade negada,
concedida pela Portaria MME nº 920, de 5 de novembro de 2016.
Assim, de acordo com o artigo 9, parágrafo primeiro, da Lei 12.783/2013, o Ministério de Minas e Energia designou a subsidiária da
Eletrobras Boa Vista Energia S.A. (“Boa Vista”) como responsável pela prestação de serviços públicos de distribuição de energia
elétrica na área da concessão da CERR no momento, no interior do estado de Roraima, até que uma nova concessionária assuma em
uma nova proposta a ser realizada, ou até 31 de dezembro de 2017, o que ocorrer primeiro.
Devido à não renovação da concessão da Empresa Energética de Roraima (CERR), o acordo de acionistas celebrado entre a Eletrobras
e o Estado de Roraima, em 12 de setembro de 2013, para administração compartilhada da CERR, perdeu sua validade, conforme
estabelecido no mesmo instrumento.
As obrigações contratadas pela Boa Vista na provisão temporária da concessionária serão assumidas pela nova concessionária, nos
termos do edital de concurso a ser emitido pela Autoridade de Concessão, não cabendo à Eletrobras ou Boa Vista, durante o período
de prestação temporária de serviços, contribuir para qualquer financiamento para a CERR, nem mesmo para a manutenção ou
operação de serviços de distribuição.
15.6.4 - Sociedades de Propósito Específico
Nos últimos anos, as empresas da Eletrobras formalizaram investimentos em parceiros para projetos com empresas privadas, nas quais
a Empresa atua como acionista minoritária, mantendo ações preferenciais. Esses projetos procuram envolver a Empresa no setor de
geração e transmissão de energia elétrica, e os seus valores são refletidas no Ativo - Investimentos.
A esse mesmo respeito, considerando a necessidade de ampliar os investimentos no Setor Elétrico, as empresas controladas pela
Empresa detêm participações, também como acionistas minoritárias, com as ações ordinárias, em diversas empresas, com concessão
para a prestação de serviços de energia elétrica, classificadas no Ativo - Investimentos. Os investimentos mais significativos em
sociedades de propósito específico são os seguintes:
F-110
Investimentos em Controladas em Conjunto e Coligadas
Nome Propósito Empresa
% de
Participação
Acionária Outros Acionistas
% de
Participação
Acionária Situação Sede
Sistema de Transmissão Nordeste - STN Transmissão Chesf 49,00 % Alusa 51,00 % Em Operação Brasil
Manaus Construtora Ltda. Construção -
Transmissão
Chesf 19,50 % Abengoa 50,50 % Em Operação Brasil
Eletronorte 30,00 %
Energia Sustentável do Brasil - ESBR Geração - UHE Jirau Chesf 20,00 % GDF Suez Energy
Latin America Ltda.
40,00 % Em Operação Brasil
Eletrosul 20,00 % Mizha Participações
S.A.
20,00 %
Intesa - Integração Transmissora de Energia Transmissão Chesf 12,00 % Brasil Energia 51,00 % Em Operação Brasil
Eletronorte 37,00 %
Interligação Elétrica do Madeira S.A. Transmissão Chesf 24,50 % CTEEP 51,00 % Em Operação Brasil
Furnas 24,50 %
TDG - Transmissora Delmiro Gouveia S.A. Transmissão Chesf 49,00 % ATP Engenharia Ltda 51,00 % Pré-Operacional Brasil
Chesf 15,00 % Petros 10,00 %
Norte Energia S.A. Geração - UHE Belo
Monte
Eletronorte 19,98 % Outro 39,77 % Pré-Operacional Brasil
Eletrobras 15,00 %
TAESA 52,60 %
Empresa Transmissora do Alto Uruguai - ETAU Transmissão Eletrosul 27,42 % DME Energética 10,00 % Em Operação Brasil
CEEE-GT 10,00 %
Enerpeixe S.A. Geração - UHE Peixei
Angical
Furnas 40,00 % EDP 60,00 % Em Operação Brasil
Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. Transmissão Eletronorte 49,00 % Abengoa 51,00 % Em Operação Brasil
Fronteira Oeste Transmissora de Energia S.A. Transmissão Eletrosul 51,00 % CEEE-GT 49,00 % Em Operação Brasil
Bimetal 26,99 %
Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia Transmissão Eletronorte 49,00 % Alubar 10,76 % Em Operação Brasil
Linear 13,25 %
Amapari Energia S.A. Geração - UTE Serra
do Navio
Eletronorte 49,00 % MPX Energia S.A. 51,00 % Em Operação Brasil
Brasnorte Transmissora de Energia S.A. Transmissão Eletronorte 49,71 % Taesa 38,70 % Em Operação Brasil
Alusa 41,00 %
Empresa Transudeste de Transmissão Transmissão Furnas 25,00 % Cemig 24,00 % Em Operação Brasil
EATE 10,00 %
Alusa 41,00 %
Empresa Transirapé de Transmissão Transmissão Furnas 24,50 % Cemig 24,00 % Em Operação Brasil
EATE 10,00 %
Chapecoense Geração - UHE Foz
do Chapecó
Furnas 40,00 % CPFL 51,00 % Em Operação Uruguai
CEEE-GT 9,00 %
Serra do Facão Energia Geração - UHE Serra
do Facão
Furnas 49,47 % Alcoa Alumínio 34,97 % Em Operação Brasil
DME Energética 10,08 %
Camargo Corrêa 5,48 %
Retiro Baixo Geração - Retiro
Baixo
Furnas 49,00 % Orteng 25,50 % Em Operação Brasil
Arcadis Logos 25,50 %
Baguari Energia Geração -
UHE Baguari
Furnas 30,61 % Cemig 69,39 % Em Operação Brasil
Empresa de Transmissão Centroeste de Minas Transmissão Furnas 49,00 % Cemig 51,00 % Em Operação Brasil
Transenergia Renovável S.A. Transmissão Furnas 49,00 % GEBRAS
Participações Ltda.
51,00 % Em Operação Brasil
Vamcruz I Participações S.A. Geração de Eólica Chesf 49,00 % Outro 51,00 % Pré-Operacional Brasil
Complexo Sento Sé I Geração - EOL Pedra
Branca, EOL São
Pedro do Lago, EOL
Sete Gameleiras
Chesf 49,00 % Brennand Energia 51,00 % Em Operação Brasil
Interligação Elétrica Garanhuns S.A. Transmissão Chesf 49,00 % CTEEP 51,00 % Pré-Operacional Brasil
Chuí Holding Geração - Eólica Eletrosul 49,00 % Rio Bravo 51,00 % Em Operação Brasil
Livramento Geração - Cerro
Chato IV, V,
VI, Ibirapuitã
Eletrosul 59,00 % Rio Bravo 41,00 % Em Operação Brasil
Santa Vitória do Palmar Geração - Verace I a
X
Eletrosul 49,00 % Rio Bravo 51,00 % Em Operação Brasil
TSBE - Transmissora Sul Brasileira de Energia S/A Transmissão Eletrosul 80,00 % Copel 20,00 % Em Operação Brasil
TSLE - Transmissora Sul Litorânia de Energia S.A. Transmissão Eletrosul 51,00 % CEEE-GT 49,00 % Em Operação Brasil
Marumbi Transmissora de Energia S.A. Transmissão Eletrosul 20,00 % Copel 80,00 % Em Operação Brasil
Costa Oeste Transmissora de Energia Transmissão Eletrosul 49,00 % Copel 51,00 % Em Operação Brasil
Teles Pires Participações S.A. Geração - UHE Teles
Pires
Eletrosul 24,72 % Neoenergia 50,60 % Em Operação Brasil
Furnas 24,70 %
Transmissora Matogrossense de Energia S.A. Transmissão Eletronorte 49,00 % Alupar 46,00 % Em Operação Brasil
Mavi 5,00 %
Construtora Integração Transmissão Eletronorte 49,00 % Abengoa 51,00 % Em Operação Brasil
Transnorte Energia S.A. Transmissão Eletronorte 49,00 % Alupar 51,00 % Pré-Operacional Brasil
Brasvento Eolo Geradora Energia Geração - EOL Rei
dos Ventos
Eletronorte 24,50 % J. Malucelli 51,00 % Em Operação Brasil
Furnas 24,50 %
Brasventos Miassaba 3 Geradora Geração - EOL
Miassaba 3
Eletronorte 24,50 % J. Malucelli 51,00 % Pré-Operacional Brasil
Furnas 24,50 %
Rei dos Ventos 3 Geradora Geração - EOL Rei
dos Ventos 3
Eletronorte 24,50 % J. Malucelli 51,00 % Pré-Operacional Brasil
Furnas 24,50 %
Luziânia - Niquelândia Transmissora S.A. Transmissão Furnas 49,00 % State Grid
Corporation of China
51,00 % Pré-Operacional Brasil
Caldas Novas Transmissão Transmissão Furnas 49,90 % Desenvix 22,50 % Em Operação Brasil
Santa Rita 12,50 %
CEL 12,52 %
Goiás Trasnmissão S.A. Transmissão Furnas 49,00 % Bogotá 51,00 % Em Operação Brasil
Madeira Energia S.A. Geração - UHE Santo
Antônio
Furnas 39,00 % Odebrecht Energia 18,60 % Em Operação Brasil
Nome Propósito Empresa
% de
Participação
Acionária Outros Acionistas
% de
Participação
Acionária Situação Sede
SAAG Investimentos
S.A.
12,40 %
Cemig 10,00 %
Fundo de
Investimento em
Participações
Amazônia Energia
20,00 %
MGE - Transmissão Transmissão Furnas 49,00 % Gebbras Participações
Ltda
51,00 % Em Operação Brasil
F-111
Investimentos em Controladas em Conjunto e Coligadas
Nome Propósito Empresa
% de
Participação
Acionária Outros Acionistas
% de
Participação
Acionária Situação Sede
Triângulo Mineiro Transmissora S.A. Transmissão Furnas 49,00 % FIP Participações
Caixa Milão
51,00 % Em Operação Brasil
Paranaíba Transmissora de Energia S.A. Transmissão Furnas 24,50 % Copel 24,50 % Em Operação Brasil
State Grid 51,00 %
Central Eólica Famosa I Geração - Parque
Eólico Famosa I
Furnas 49,00 % PF Participações Ltda 51,00 % Pré-Operacional Brasil
Central Eólica Pau Brasil Geração - Parque
Eólico Pau Brasil
Furnas 49,00 % PF Participações Ltda 51,00 % Pré-Operacional Brasil
Central Eólica Rosada Geração - Parque
EOL Rosada
Furnas 49,00 % PF Participações Ltda 51,00 % Pré-Operacional Brasil
Central Eólica de São Paulo Geração - Parque
EOL Rosada
Furnas 49,00 % PF Participações Ltda 51,00 % Pré-Operacional Brasil
Vale do São Bartolomeu Transmissão Furnas 39,00 % FIP Participações
Caixa Milão
51,00 % Pré-Operacional Brasil
CELG GT 10,00 %
F-112
Investimentos em Controladas em Conjunto e Coligadas
Nome Propósito Empresa
% de
Participação
Acionária Outros Acionistas
% de
Participação
Acionária Situação Sede
Punaú I Geração - EOL Punaú
I
Furnas 49,00 % FIP Participações
Caixa Milão
50,99 % Pré-Operacional Brasil
CGE Punaú I 0,01 %
Carnaúba I Geração - EOL
Carnaúba I
Furnas 49,00 % FIP Participações
Caixa Milão
50,99 % Pré-Operacional Brasil
CGE Carnaúba I 0,01 %
Carnaúba II Geração - EOL
Carnaúba II
Furnas 49,00 % FIP Participações
Caixa Milão
50,99 % Pré-Operacional Brasil
CGE Carnaúba II 0,01 %
Carnaúba III Geração - EOL
Carnaúba III
Furnas 49,00 % FIP Participações
Caixa Milão
50,99 % Pré-Operacional Brasil
CGE Carnaúba III 0,01 %
Carnaúba V Geração - EOL
Carnaúba V
Furnas 49,00 % FIP Participações
Caixa Milão
50,99 % Pré-Operacional Brasil
CGE Carnaúba V 0,01 %
Cervantes I Geração - EOL
Cervantes I
Furnas 49,00 % FIP Participações
Caixa Milão
50,99 % Pré-Operacional Brasil
CGE Cervantes I 0,01 %
Cervantes II Geração - EOL
Cervantes II
Furnas 49,00 % FIP Participações
Caixa Milão
50,99 % Pré-Operacional Brasil
CGE Cervantes II 0,01 %
Bom Jesus Geração - EOL Bom
Jesus
Furnas 49,00 % FIP Participações
Caixa Milão
51,00 % Pré-Operacional Brasil
Cachoeira Geração - EOL
Cachoeira
Furnas 49,00 % FIP Participações
Caixa Milão
51,00 % Pré-Operacional Brasil
Pitimbu Geração - EOL
Pitimbu
Furnas 49,00 % FIP Participações
Caixa Milão
51,00 % Pré-Operacional Brasil
São Caetano I Geração - EOL São
Caetano I
Furnas 49,00 % FIP Participações
Caixa Milão
51,00 % Pré-Operacional Brasil
São Caetano Geração - EOL São
Caetano
Furnas 49,00 % FIP Participações
Caixa Milão
51,00 % Pré-Operacional Brasil
São Galvão Geração - EOL São
Galvão
Furnas 49,00 % FIP Participações
Caixa Milão
51,00 % Pré-Operacional Brasil
Empresa Energética Sinop S.A. Geração - UHE Sinop Eletronorte 24,50 % FIP Participações
Caixa Milão
51,00 % Pré-Operacional Brasil
Chesf 24,50 %
Belo Monte Transmissora de Energia S.A. Transmissão Eletronorte 24,50 % State Grid Brazil
Holding (SGBH)
51,00 % Pré-Operacional Brasil
Furnas 24,50 %
Tijoa Participações e Investimentos Geração - UHE Três
Irmãos
Furnas 49,90 % Fundo de
Investimento em
Participações
Constantinopla
50,10 % Pré-Operacional Brasil
São Manoel Geração - UHE São
Manoel
Furnas 33,33 % CWEI (Brasil)
Participações
33,30 % Pré-Operacional Brasil
EDP Brasil 33,40 %
Itaguaçu da Bahia Geração - EOL
Itaguaçu da Bahia
Furnas 49,00 % Salus FIP 49,00 % Pré-Operacional Brasil
Casa dos Ventos
Energia Renovável
2,00 %
Complexo Sento Sé II Geração - EOL
Baraúnas I; Morro
Branco I e Mussambê
Chesf 49,00 % Brennand Energia
S.A.
50,90 % Em Operação Brasil
Brennand Energia
Eólica
0,10 %
Complexo Sento Sé III Geração - EOL
Baraúnas II e Banda
de Couro
Chesf 49,00 % Brennand Energia
S.A.
50,90 % Em Operação Brasil
Brennand Energia
Eólica
0,10 %
Complexo Chapada do Piauí I Geração - EOL
Ventos de Santa
Joana IX a XIII; XV e
XVI
Chesf 49,00 % ContourGlobal do
Brasil Holding
36,00 % Em Operação Brasil
Salus - Fundo de
Investimento em
Participações
14,90 %
Ventos Santa Joana
Energias
0,10 %
F-113
Investimentos em Controladas em Conjunto e Coligadas
Nome Propósito Empresa
% de
Participação
Acionária Outros Acionistas
% de
Participação
Acionária Situação Sede
Complexo Chapada do Piauí II Geração - EOL
Ventos de Santa
Joana I, III a V, VI e
Ventos Santo
Augusto IV
Chesf 49,00 % ContourGlobal do
Brasil Holding
46,00 % Em Operação Brasil
Salus - Fundo de
Investimento em
Participações
4,90 %
Ventos Santa Joana
Energias
0,10 %
Complexo Serra das Vacas Geração - EOL Serra
das Vacas I - IV
Chesf 49,00 % PEC Energia 51,00 % Em Operação Brasil
Transenergia São Paulo Transmissão Furnas 49,00 % J. Malucelli 51,00 % Em Operação Brasil
Lago Azul Transmissora Transmissão Furnas 49,90 % Celg GT 50,10 % Em Operação Brasil
Mata de Sta. Genebra Transmissora Transmissão Furnas 49,90 % Copel 50,10 % Em Operação Brasil
Energia Olímpica Transmissão Furnas 49,90 % Light S.A. 50,10 % Pré-Operacional Brasil
Manaus Transmissora de Energia S.A. Transmissão Eletronorte 30,00 % Abengoa 50,50 % Em Operação Brasil
Chesf 19,50 %
Inambari Geração de Energia (Igesa) UHE Inambari Furnas 19,61 % OAS 51,00 % Em Operação Brasil/Peru
Eletrobras 29,40 %
Empresa Transleste de Transmissão Transmissão Furnas 24,00 % Alusa 41,00 % Em Operação Brasil
Cemig 25,00 %
EATE 10,00 %
F-114
Investimentos em Controladas em Conjunto e Coligadas
Nome Propósito Empresa
% de
Participação
Acionária Outros Acionistas
% de
Participação
Acionária Situação do Projeto Sede
Energética Águas da Pedra S.A. Geração - UHE
Dardanelos
Chesf 24,5 % Neoenergia 51,00 % Em Operação Brasil
Eletronorte 24,5 %
Rouar S.A. Geração - Parque
EOL em Colônia
Eletrobras 50,0 % UTE 50,00 % Em Operação Uruguai
Empresa de Eletricidade do Amapá - CEA Distribuição Eletrobras 1,50 % Governo do Estado do
Amapá
98,50 % Em Operação Brasil
CEB - LAJEADO Geração - UHE CEB
Lajeado
Eletrobras 40,07 % CEB 59,93 % Em Operação Brasil
Lajeado Energia Geração e
Comercialização
Eletrobras 40,07 % EDP - Energias do
Brasil S.A.
55,86 % Em Operação Brasil
Governo do Estado do
Tocantins
4,07 %
Paulista Lajeado Geração e
Comercialização
Eletrobras 40,07 % Cia. Jaguari de
Geração de Energia
59,93 % Em Operação Brasil
AES Tiete Geração Eletrobras 7,94 % AES Corp 24,28 % Em Operação Brasil
BNDSPart 28,33 %
Outro 39,45 %
Empresa Energética de Brasília - CEB Geração -
Transmissão -
Distribuição
Eletrobras 2,10 % Distrito Federal (DF) 80,20 % Em Operação Brasil
Outro 17,70 %
Empresa Estadual de Energia Elétrica - CEEE-D Distribuição Eletrobras 32,59 % CEE Participações 65,92 % Em Operação Brasil
Outro 1,49 %
Empresa Estadual de Energia Elétrica - CEEE-GT Geração -
Transmissão
Eletrobras 32,59 % CEE Participações 65,92 % Em Operação Brasil
Outro 1,49 %
Centrais Elétricas de Santa Catarina - CELESC Distribuição Eletrobras 10,75 % Estado de Santa
Catarina
20,20 % Em Operação Brasil
Angra Volt FIA 14,46 %
Poland Fia 7,53 %
Outro 47,06 %
Centrais Elétricas do Pará - CELPA Distribuição Eletrobras 0,99 % Equatorial Energia
S.A.
96,18 % Em Operação Brasil
Outro 2,83 %
Empresa Energética de Pernambuco - CELPE Distribuição Eletrobras 1,56 % Neoenergia 89,65 % Em Operação Brasil
Outro 8,79 %
Empresa Energética do Maranhão São Luís - CEMAR Distribuição Eletrobras 33,55 % Equatorial Energia 65,11 % Em Operação Brasil
Outro 1,34 %
Energisa MT Distribuição Eletrobras 22,01 % Rede Energia S.A. 57,67 % Em Operação Brasil
Energisa 8,90 %
Outro 11,42 %
Empresa Energetica de São Paulo - CESP Geração -
Comercialização
Eletrobras 2,05 % Secretaria de Fazenda
do Estado de São
Paulo
36,98 % Em Operação Brasil
Outro 60,97 %
Duke Energy Gereração Geração Eletrobras 0,47 % Duke Energy Internat.
Brasil Ltda
94,28 % Em Operação Brasil
Outro 5,25 %
Empresa Energética do Ceara - COELCE Distribuição Eletrobras 7,06 % Enel Brasil 58,87 % Em Operação Brasil
Enersis Américas 15,18 %
Outro 18,89 %
Empresa Paranaense de Energia - COPEL Geração -
Transmissão
Eletrobras 0,56 % Estado do Paraná 31,07 % Em Operação Brasil
BNDESPAR 23,96 %
Outro 44,41 %
CTEEP Transmissão Eletrobras 35,39 % ISA Capital do Brasil 35,91 % Em Operação Brasil
Outro 28,70 %
EMAE Geração Eletrobras 39,02 % Secretaria de Fazenda
do Estado de São
Paulo
38,99 % Em Operação Brasil
Outro 21,99 %
Energisa Holding Geração -
Transmissão -
Distribuição
Eletrobras 2,31 % Gipar S/A 30,95 % Em Operação Brasil
GIF IV Fundo de
Investimentos em
Participações
14,54 %
Outro 52,20 %
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes
15.7 - Ações em garantia
Levando em consideração o fato de que a Empresa possui diversos processos judiciais pendentes em que ela figura como ré (Ver Nota
30), os ativos são oferecidos em garantia, nos recursos desses processos judiciais, que representam 9,56% em 31 de dezembro de 2016
(8,60% em 31 de dezembro de 2015) da carteira de investimento total, conforme segue:
F-115
31/12/2016
PARTICIPAÇÃO VALOR PERCENTUAL INVESTIMENTOS
HOLDINGS INVESTIMENTOS BLOQUEADO BLOQUEADO
CTEEP 2.543.906 99,89% 2.541.091
EMAE 282.091 100% 282.091
CESP 129.096 99,76% 128.783
AES TIETE 437.197 99,97% 437.052
COELCE 251.938 94,51% 238.111
CGEEP 15.895 100% 15.895
ENERGISA MT 394.774 100% 394.774
CELPA 48.895 100% 48.895
CELPE 21.688 100% 21.688
CEEE - GT 676.332 100% 676.332
ENERGISA S.A. 148.661 95,76% 142.354
CELESC 65.920 99,98% 65.905
CEMAR 729.888 99,16% 723.779
CEB Lajeado 72.989 99,97% 72.965
SUBTOTAL 5.819.270 5.789.715
NOTA 16 - IMOBILIZADO
Os itens dos ativos imobilizados referem-se principalmente a infraestrutura de geração de energia elétrica em concessões não
prorrogadas nos termos da Lei 12.783/13.
O patrimônio que compreende o ativo imobilizado da Empresa, elencado e identificado como bem de concessão de utilidade pública,
não pode ser vendido ou dado em garantia a terceiros.
Obrigações especiais (obrigações relativas a concessões) correspondem a recursos recebidos de consumidores para a finalidade de
contribuir para a execução de projetos de expansão necessários para atender demandas de abastecimento de energia e são alocados a
projetos correspondentes. Os bens adquiridos com os recursos correspondentes são lançados no ativo imobilizado da Empresa, em
conformidade com as disposições estabelecidas pela ANEEL. Em virtude da natureza destas contribuições, elas não representam
obrigações financeiras efetivas, uma vez que não serão devolvidas aos consumidores.
F-116
31/12/2016
Valor bruto
Depreciação acumulada
Obrigações
vinculadas à concessão Deterioração Valor Líquido
Em serviço
Geração 47.456.125 (23.064.664 ) (538.375 ) (12.141.003 ) 11.712.083
Administração 2.491.860 (1.514.448 ) (9.292 ) - 968.119
Distribuição 1.398.468 (499.344 ) - - 899.124
51.346.453 (25.078.456 ) (547.667 ) (12.141.003 ) 13.579.326
Em progresso
Geração 12.353.688 - - - 12.353.688
Administração 879.911 - - - 879.911
13.233.599 - - - 13.233.599
64.580.052 (25.078.456 ) (547.667 ) (12.141.003 ) 26.812.925
31/12/2015
Valor bruto
Depreciação
acumulada
Obrigações
vinculadas à concessão Deterioração Valor Líquido
Em serviço
Geração 46.003.180 (21.740.065 ) (633.602 ) (8.540.131 ) 15.089.382
Administração 2.444.828 (1.445.137 ) (25.518 ) - 974.173
Distribuição 1.398.468 (441.647 ) - - 956.821
49.846.476 (23.626.849 ) (659.120 ) (8.540.131 ) 17.020.376
Em progresso
Geração 11.659.196 - - - 11.659.196
Administração 799.908 - - - 799.908
12.459.104 - - - 12.459.104
62.305.580 (23.626.849 ) (659.120 ) (8.540.131 ) 29.479.480
Movimento de Ativos Imobilizados
Saldo em 31/12/2015 Aditivos Transferência Baixados
Saldo em 31/12/2016
Geração/Comercialização
Em serviço 46.003.180 184.468 1.287.960 (19.483 ) 47.456.125
Depreciação acumulada (21.740.065 ) (1.363.922 ) 27.098 12.225 (23.064.664 )
Em curso 11.659.196 2.106.303 (1.355.214 ) (56.596 ) 12.353.689
Provisão para impairment de ativos (8.540.131 ) (4.020.332 ) 14.048 405.412 (12.141.003 )
Obrigações especiais vinculadas à concessão (633.602 ) (2.540 ) (6.951 ) 104.718 (538.375 )
26.748.577 (3.096.023 ) (33.059 ) 446.276 24.065.771
Distribuição
Leasing comercial 1.398.468 - - - 1.398.468
Depreciação acumulada (441.647 ) (57.697 ) - - (499.344 )
956.821 (57.697 ) - - 899.124
Administração
Em serviço 2.444.828 49.578 217.570 (220.116 ) 2.491.860
Depreciação acumulada (1.445.137 ) (149.132 ) (100.422 ) 180.243 (1.514.448 )
Em curso 799.908 136.791 (56.719 ) (69 ) 879.911
Obrigações especiais vinculadas à concessão (25.518 ) - - 16.226 (9.292 )
1.774.081 37.236 60.429 (23.716 ) 1.848.030
TOTAL 29.479.479 (3.116.484 ) 27.370 422.560 26.812.925
F-117
Saldo em 31/12/2014 Aditivos
Transferênc
ias Deduções
Reclassificação de Ativo
Financeiro (Desagregação)
Achados da investigação
(b)
Reclassificação de Intangível
(Desagregação)
Saldo em 31/12/2015
Geração/Comércio
Em serviço 43.466.067 886 776.531 (304.835 ) 1.349.221 - 715.310 46.003.180
Depreciação acumulada (19.292.806 ) (1.226.683 ) (10.486 ) 57.138 (914.576 ) - (352.652 ) (21.740.065 )
Em curso 7.547.759 3.908.372 (804.186 ) (54.567 ) 1.022.207 (15.996 ) 55.606 11.659.196
Provisão para recuperação de
ativos (impairment) (a) (2.955.233 ) (5.729.304 ) - 167.261 - 11.514 (34.369 ) (8.540.131 )
Obrigações Especiais
Vinculadas à Concessão (455.808 ) - (86.113 ) 4.084 (87.157 ) - (8.608 ) (633.602 )
28.309.979 (3.046.729 ) (124.254 ) (130.919 ) 1.369.695 (4.482 ) 375.287 26.748.577
Distribuição
Arrendar 1.398.468 - - - - - - 1.398.468
Depreciação acumulada (383.950 ) (57.697 ) - - - - - (441.647 )
1.014.518 (57.697 ) - - - - - 956.821
Gestão
Em serviço 2.396.288 24.358 34.701 (10.519 ) - - - 2.444.828
Depreciação acumulada (1.302.020 ) (132.790 ) (22.854 ) 12.527 - - - (1.445.137 )
Em curso 713.710 206.275 (84.236 ) (35.841 ) - - - 799.908
Obrigações Especiais
Vinculadas à Concessão (26.927 ) - - 1.409 - - - (25.518 )
1.781.051 97.843 (72.389 ) (32.424 ) - - - 1.774.081
TOTAL 31.105.548 (3.006.583 ) (196.643 ) (163.343 ) 1.369.695 (4.482 ) 375.287 29.479.479
Saldo em 31/12/2013 Aditivos
Transferência
s Deduções
Aquisição da
subsidiária
Achados da investigação (b
)
Saldo em 31/12/2014
Geração/Comércio
Em serviço 41.832.824 2.694 1.549.753 80.796 - 43.466.067
Depreciação acumulada (18.140.950 ) (1.190.061 ) (5.887 ) 44.092 - - (19.292.806 )
Em curso 7.059.539 2.594.000 (1.798.121 ) (112.532 ) - (195.127 ) 7.547.759
Provisão para recuperação de ativos (impairment) (a) (2.699.425 ) (731.552 ) 22.273 321.028 - 132.443 (2.955.233 )
Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão (460.289 ) - - 4.481 - - (455.808 )
27.591.699 675.081 (231.982 ) 337.865 - (62.684 ) 28.309.979
Distribuição
Arrendar 1.398.468 - - - - - 1.398.468
Depreciação acumulada (326.310 ) (57.640 ) - - - - (383.950 )
1.072.158 (57.640 ) - - - - 1.014.518
Gestão
Em serviço 2.112.331 111.902 87.572 (31.768 ) 116.251 - 2.396.288
Depreciação acumulada (1.179.851 ) (148.973 ) (20.889 ) 47.693 - - (1.302.020 )
Em curso 679.380 93.262 (78.532 ) (12.601 ) 32.201 - 713.710
Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão (28.212 ) - - 2.927 (1.642 ) - (26.927 )
1.583.648 56.191 (11.849 ) 6.251 146.810 - 1.781.051
-
TOTAL 30.247.505 673.632 (243.831 ) 344.116 146.810 (62.684 ) 31.105.548
Nestas demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2016, a Eletrobras reconheceu como perda em custos capitalizados em ativo
permanente o total de R$ 211.123, representando valores estimados que as controladas da Eletrobras pagaram indevidamente. Desse
montante, o valor de R$ 143.957 já era reconhecido no impairment do item, provocando uma reversão parcial do valor de impairment
anteriormente reconhecido. (ver Nota 4 - XI).
Taxa média de depreciação e depreciação acumulada:
31/12/2016 31/12/2015
Taxa média de depreciação
Depreciação acumulada
Taxa média de depreciação
Depreciação acumulada
Geração
Hidrelétrica 2,53% 15.920.174 2,30% 15.191.209
Nuclear 3,93% 4.439.098 3,33% 4.048.041
Termal 4,03% 2.542.610 3,80% 2.418.294
Eólico 6,89% 161.681 6,88% 81.935
Comercialização 3,15% 1.101 3,15% 586
23.064.664 21.740.065
Distribuição 3,00% 499.344 3,00% 441.647
499.344 441.647
Administração 6,00% 1.514.448 6,73% 1.445.137
1.514.448 1.445.137
Total 25.078.456 23.626.849
F-118
NOTA 17 - ATIVOS FINANCEIROS (PASSIVOS) - CONCESSÕES E ITAIPU
31/12/2016 31/12/2015
Concessões de Transmissão
Receita Anual Permitida - Ativos Financeiros 42.743.612 10.807.585
Ativos Financeiros - Concessões Indenizáveis 3.630.829 8.365.177
46.374.441 19.172.762
Concessões de Distribuição
Ativos Financeiros - Concessões Indenizáveis 4.935.236 4.119.004
Parcela A a receber e outros itens financeiros III (9.254 ) 86.102
4.925.982 4.205.106
Concessões de Geração
Ativos Financeiros - Concessões Indenizáveis 2.585.720 2.554.211
53.886.143 25.932.079
Ativos Financeiros - Itaipu (item I) 1.200.916 3.449.566
Total dos Ativos Financeiros 55.087.059 29.381.645
Ativos Financeiros - Circulante 2.337.513 965.212
Ativos Financeiros - Não Circulante 52.749.546 28.416.433
Total dos Ativos Financeiros 55.087.059 29.381.645
17.1 - Ativo Financeiro - Concessão de serviço público de energia elétrica
Os ativos financeiros - concessão, no valor de R$ 53.895.397, com R$ 3.574.114 registrados no ativo circulante e R$ 50.321.283
registrados no ativo não circulante, em 31 de dezembro de 2016 (R$ 25.845.977 em 31 de dezembro de 2015) se referem a ativos
financeiros realizáveis detidos pelas empresas da Eletrobras, nas concessões de distribuição, calculadas pela aplicação do modelo
misto, e em concessões de geração e transmissão, por aplicação do modelo financeiro, ambos estabelecidos na IFRIC 12.
Em 20 de abril de 2016, o Ministério de Minas e Energia publicou a Portaria nº 120, que regulamentou as condições de recebimento
das remunerações relativas aos ativos de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000, denominadas instalações
da Rede Básica Existente (RBSE) e outras Instalações de Transmissão (RPC), não depreciadas ou amortizadas, nos termos do
parágrafo dois do artigo 15 da Lei nº 12.783/2013.
Em 31 de dezembro de 2016, o valor de R$ 36.570.883, a estimativa dos valores atualizados em relação aos ativos de transmissão de
energia existentes em 31 de maio de 2000 em Receitas Anuais Permitidas de Ativos Financeiros, com R$ 2.950.042 classificados no
circulante, e R$ 33.620.841 e no não circulante (ver Nota 2.1).
17.2 - Valores a receber da Parcela A e outros itens financeiros
Em 25 de novembro de 2014, a ANEEL decidiu alterar os contratos de concessão e acordos de licenciamento das companhias de
distribuição de eletricidade Brasileiras, incorporando os saldos de contas a receber da Parcela A e outros itens financeiros no cálculo
de compensação, quando do término da concessão. O evento acima referido exige que o saldo de quaisquer diferenças da Parcela A e
outros componentes financeiros ainda não recuperados ou liquidados seja registrado.
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.
17.2.1 - Conta de Compensação deVariação de Valores de Itens na Parcela A - CVA
A Portaria Ministerial Conjunto dos Ministérios da Fazenda e Minas e Energia nº 25, de 24 de janeiro de 2002, estabeleceu a Conta de
Compensação de Variação de itens da “Parcela A” (CVA), com o objetivo de registrar as variações no custo, positiva e negativa, no
período entre os reajustes tarifários anuais, com relação aos itens estabelecidos nos contratos de concessão de distribuição de energia
elétrica.
F-119
Estas variações são determinadas com base na diferença entre as despesas efetivamente incorridas e as despesas estimadas no
momento em que a taxa é fixada no reajuste anual de taxa. Os valores considerados na CVA estão sujeitos à correção monetária com
base na taxa SELIC.
Os valores registrados nos ativos e nos passivos circulantes referem-se a valores já aprovados pela ANEEL após a conclusão do ajuste
da taxa em 2015, e os totais registrados no não circulante representam uma estimativa da CVA a ser aprovado no reajuste tarifário
seguinte em 2016.
31/12/2016 31/12/2015
Parcela “A”
CVA
CCC 1.219 1.219
CDE 13.538 208.466
Rede de Base 130 7.537
Custo de Aquisição de Eletricidade 46.103 169.591
Transporte de Itaipu (369 ) - PROINFA 30.663 (2.907 )
ESS e EER 30.273 (55.683 )
Neutralidade dos Encargos Setoriais 6.808 (658 )
Sobrecontrato (48.684 ) (169.615 )
Outros componentes financeiros (88.935 ) (71.848 )
Total de valores da Parcela A e outros itens financeiros (9.254 ) 86.102
Ativos circulantes 436.596 578.654
Ativos não circulantes 22.131 38.252
Passivos circulantes (461.180 ) (514.424 )
Passivos não circulantes (6.801 ) (16.380 )
Total (9.254 ) 86.102
17.2.2 - Outro itens financeiros
• Ajuste financeiro CUSD - na adesão com as disposições do artigo 7º da Portaria Ministerial Conjunta nº 25/2002;
• Neutralidade de Encargos específicos do Setor - isto se refere ao cálculo das diferenças mensais entre os valores de cada item
dos encargos específicos do setor no período de referência e os respectivos valores incluídos no processo anterior;
• Exposição às Diferenças no Preço entre Sub-mercados - isto se refere à classificação dos riscos financeiros resultantes das
diferenças no preço entre sub-mercados, nos termos do Artigo 28 do Decreto 5.163/2004.
• Transferência de Energia Contratada por Valor Superior ao de Mercado/Exposição do Mercado de Curto Prazo - em
conformidade com a REN 255/2007, conforme alterada pela REN 305/2008 e 609/2014, e segundo os critérios estabelecidos
no Despacho 4.225/2013;
• Diferencial Eletronuclear - corresponde à diferença entre a taxa utilizada e a taxa de referência entre FURNAS e
Eletronuclear, conforme estabelecido pela Lei 12.111/2009.
• Outro - corresponde à soma de todos os outros valores registrados pela ANEEL como Garantias Financeiras na contratação
de energia regulada (CCEAR), transferência de compensação DIC/FIC e outros.
F-120
17.3 - Ajuste de Tarifário
Os contratos de concessão firmados entre os distribuidores de energia elétrica e a União, por meio da ANEEL, estabelecem que o
preço da energia paga pelos consumidores será ajustado anualmente. Este ajuste, dada à metodologia estabelecida pela ANEEL, pode
ser positivo ou negativo e ocorre anualmente na data de aniversário do distribuidor.
De acordo com o contrato de concessão, a renda concessionária é dividida em duas partes: A e B. A parcela A, responsável por cerca
de 70% do valor da tarifa, lista os custos considerados não gerenciáveis pelo distribuidor, ou seja, custos que não são controlados
diretamente pela Empresa, como a energia comprada para revenda a consumidores e encargos e impostos estabelecidos por lei.
A parcela B, que representa cerca de 30% do valor da tarifa, calcula os chamados custos gerenciáveis. Estes são os que a
concessionária tem plena e direta capacidade de gestão, tais como custos de pessoal, custos de materiais e outras atividades
diretamente ligadas à operação e manutenção de serviços de distribuição, custos de depreciação e remuneração de investimentos
realizados pela Empresa para atender ao serviço.
17.4 - Bandeiras Tarifárias
A partir de 2015, as contas de energia funcionarão sob o Sistema de Bandeiras Tarifárias. As bandeiras verdes, amarelas e vermelhas
indicam se a energia vai custar mais ou menos, dependendo das condições para a geração de eletricidade.
A eletricidade no Brasil é gerada predominantemente por usinas hidrelétricas. A fim de trabalhar, essas usinas dependem de chuva e
do nível de água nos reservatórios. Quando há pouca água armazenada, as usinas termelétricas podem ser ligadas para economizar
água nos reservatórios da usina hidrelétrica. Com isso, o custo de geração aumenta, porque essas usinas são movidas por combustível
como gás natural, carvão vegetal, óleo combustível e diesel. Por outro lado, quando há muita água armazenada, as usinas térmicas não
precisam ser ligadas e o custo de geração é menor.
Ratificando a Resolução nº 1.826, de 25 de novembro de 2014, publicada pela ANEEL e que pratica as tarifas da Empresa, já
estabeleceu o preço na estrutura tarifária. A aplicação destas bandeiras tornou-se obrigatória a partir de janeiro de 2015.
Essas bandeiras serão Verde, Amarela ou Vermelha, e serão aplicadas dependendo das condições de serviço de carga, dadas pela soma
do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), Custos Marginas Operacionais (CMO) e Encargos de Serviço do Sistema de Segurança
Energética (ESS_SE).
As bandeiras foram adotadas considerando os seguintes critérios: A bandeira verde será aplicada quando a energia custa menos de
R$ 200/MWh*, significando condições favoráveis à geração de energia, sem adição à taxa. A bandeira amarela quando o custo de
operação do sistema estiver entre R$ 200/MWh* e R$ 350/MWh*: condições de geração menos favoráveis, com adição de
R$ 2,00 à taxa por 100 kW/h* para os consumidores. A bandeira vermelha será aplicada quando o custo de operação for superior a
R$ 350/MWh*: condições de geração mais dispendiosas com R$ 3,50 adicionado à taxa por 100 kW/h* consumido.
Em suma, o sistema de bandeiras, que começou em janeiro de 2015, reflete as condições de geração e indica aos consumidores a
opção de reduzir o consumo e influenciar o custo final da geração de energia. O sistema não representa um aumento adequado na taxa,
esta é apenas uma maneira diferente de apresentar um custo que seria incluído na taxa, embora sem visibilidade para o consumidor, e
que seria igualmente apoiado no momento do anual ajuste de taxa.
No período de 1º de janeiro de 2015 a 29 de fevereiro de 2016, a bandeira vermelha foi aplicada devido a condições mais caras. Em
março deste ano, os custos de geração foram mais favoráveis, e a bandeira amarela foi aplicada. Desde abril de 2016, a bandeira
tarifária verde foi aplicada, exceto em novembro, quando houve bandeira amarela. A bandeira verde não resulta em aumentos aos
custos das faturas energéticas de consumidores.
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.
F-121
NOTA 18 - ATIVO INTANGÍVEL
SALDO EM 31/12/2015 ADIÇÕES BAIXAS
TRANSFERÊNCI
AS DE CUSTO/SERVIÇ
O
SALDO EM 31/12/2016
Vinculadas à Concessão - Geração 146.173 (3.645 ) 592 8.757 151.877
Em serviço 90.720 (47.022 ) 592 67.147 111.437
Ativos intangíveis 188.433 11.604 - 63.682 263.719
Amortização Acumulada (97.287 ) (18.178 ) - 3.465 (112.000 )
Obrigações Especiais (298 ) - 592 - 294
Impairment (128 ) (40.448 ) - - (40.576 )
Em curso 55.453 43.377 - (58.390 ) 40.440
Ativos intangíveis 69.602 43.377 (64 ) (44.342 ) 68.573
Obrigações Especiais (8.959 ) - 64 - (8.895 )
Impairment (5.190 ) - - (14.048 ) (19.238 )
Vinculadas à Concessão - Distribuição 248.518 (439.561 ) 64.240 233.052 106.249
Em serviço 136.482 (454.961 ) 61.477 269.334 12.332
Ativos intangíveis 1.859.648 19.951 (23.186 ) 316.641 2.173.054
Amortização Acumulada (1.660.646 ) (232.167 ) 4.846 (1.492 ) (1.889.459 )
Obrigações Especiais (62.520 ) (5.689 ) 79.817 (45.815 ) (34.207 )
Impairment - (237.056 ) - - (237.056 )
Em curso 112.036 15.400 2.763 (36.282 ) 93.917
Ativos intangíveis 131.709 18.122 2.124 (39.057 ) 112.898
Obrigações Especiais (19.673 ) (2.722 ) 639 2.775 (18.981 )
Vinculadas à Concessão - Transmissão 88.392 (3.010 ) - (1.545 ) 83.837
Em serviço 87.091 (3.010 ) - (1.545 ) 82.536
Ativos intangíveis 91.151 500 - (4.107 ) 87.544
Amortização Acumulada (4.060 ) (3.510 ) - 2.562 (5.008 )
Em curso 1.301 - - - 1.301
Ativos intangíveis 1.301 - - - 1.301
Não Vinculadas à Concessão (Outros
Ativos Intangíveis) 452.068 6.132 1.852 (40.276 ) 419.776
Administração
Em serviço 831.315 22.682 - (3.489 ) 850.508
Amortização Acumulada (478.484 ) (52.861 ) - (9.514 ) (540.859 )
Impairment (40.743 ) - 1.852 - (38.891 )
Em curso 160.150 36.311 - (27.273 ) 169.188
Outro (20.170 ) - - - (20.170 )
Total 935.151 (440.084 ) 66.684 199.988 761.739
F-122
SALDO EM 31/12/2014 ADIÇÕES BAIXAS
TRANSFERÊNCI
AS DE CUSTO/SERVIÇ
O
RECLASSIFICAÇÃO PARA PP&E
(DESVERTICALIZAÇÃO)
SALDO EM 31/12/2015
Vinculadas à Concessão - Geração 500.285 37.336 (8.826 ) (7.335 ) (375.287 ) 146.173
Em serviço 424.526 (5.897 ) (8.826 ) 7.022 (326.105 ) 90.720
Ativos intangíveis 902.720 9.507 (15.506 ) 7.022 (715.310 ) 188.433 Amortização Acumulada
(434.599 ) (15.340 ) - - 352.652 (97.287 )
Obrigações Especiais (15.033 ) - 6.744 - 7.991 (298 )
Impairment (28.562 ) (64 ) (64 ) - 28.562 (128 )
Em curso
75.759 43.233 - (14.357 ) (49.182 ) 55.453
Ativos intangíveis 96.261 43.304 - (14.357 ) (55.606 ) 69.602
Obrigações Especiais (14.695 ) (71 ) - - 5.807 (8.959 )
Deterioração (5.807 ) - - - 617 (5.190 )
Vinculadas à Concessão -
Distribuição 357.791 (93.029 ) (7.459 ) (8.785 ) - 248.518
Em serviço 210.979 (122.113 ) (8.683 ) 56.299 - 136.482
Ativos intangíveis 1.764.919 150.278 (144.414 ) 88.865 - 1.859.648
Amortização Acumulada (1.469.338 ) (246.100 ) 54.792 - - (1.660.646 )
Obrigações Especiais (83.592 ) (26.291 ) 80.939 (33.576 ) - (62.520 )
Impairment (1.010 ) - - 1.010 - -
Em curso 146.812 29.084 1.224 (65.084 ) - 112.036
Ativos intangíveis 165.156 32.425 452 (66.324 ) - 131.709
Obrigações Especiais (19.354 ) (3.341 ) 772 2.250 - (19.673 )
Impairment 1.010 - - (1.010 ) - -
Vinculadas à Concessão -
Transmissão 4.558 83.735 - 99 - 88.392
Em serviço 3.233 83.734 - 124 - 87.091
Ativos intangíveis 3.565 87.462 - 124 - 91.151
Amortização Acumulada (332 ) (3.728 ) - - - (4.060 )
Em curso 1.325 1 - (25 ) - 1.301
Ativos intangíveis 1.325 1 - (25 ) - 1.301
-
Não Vinculadas à Concessão (Outros
Ativos Intangíveis) 502.737 5.036 (16.692 ) (39.013 ) - 452.068
Administração
Em serviço 765.557 1.605 (2.698 ) 66.851 - 831.315
Amortização Acumulada (420.336 ) (56.295 ) 146 (1.999 ) - (478.484 )
Impairment (42.595 ) - 1.852 - - (40.743 )
Em curso 141.483 59.726 (6.278 ) (34.781 ) - 160.150
Outro 58.628 - (9.714 ) (69.084 ) - (20.170 )
Total 1.365.371 33.078 (32.977 ) (55.034 ) (375.287 ) 935.151
Saldo em 31/12/2013 ADIÇÕES
DEDUÇÕESBAI
XAS
RECLASSIFICAÇÃO COMO IMOBILIZADO
(DESAGREGAÇÃO)
Saldo em 31/12/2014
Vinculadas à Concessão - Geração 172.777 (52.569 ) 14.884 - 500.285
Em serviço 69.386 (72.144 ) 16.652 - 424.526
Ativo Intangível 503.573 - (5.193 ) - 902.720
Amortizações acumuladas (405.854 ) (72.144 ) - - (434.599 )
Obrigações especiais (28.333 ) - - - (15.033 )
Deterioração - - 21.845 - (28.562 )
Em Progresso 103.391 19.575 (1.768 ) - 75.759
Saldo em 31/12/2013 ADIÇÕES
DEDUÇÕESBAI
XAS
RECLASSIFICAÇÃO COMO IMOBILIZADO
(DESAGREGAÇÃO)
Saldo em 31/12/2014
Ativo Intangível 118.086 19.575 (1.768 ) - 96.261
Obrigações especiais (14.695 ) - - - (14.695 ) Impairment
- - - - (5.807 )
Vinculadas à Concessão - Distribuição 220.077 (213.998 ) 65.730 103.160 357.791
Em serviço 90.884 (237.636 ) (8.594 ) 91.659 210.979
Ativo Intangível 1.478.117 1.729 (54.245 ) 125.165 1.764.919 Amortizações acumuladas (1.061.958 ) (252.262 ) 7.260 - (1.469.338 )
Obrigações especiais (280.405 ) - 22.922 (33.506 ) (83.592 )
Contrato de concessão onerosa - - - - - Impairment
(44.870 ) 12.897 15.469 - (1.010 )
Em Progresso 129.193 23.638 74.324 11.501 146.812
Ativo Intangível 154.296 20.218 1.790 11.501 165.156 Obrigações especiais (22.693 ) - (156 ) - (19.354 ) Impairment
(2.410 ) 3.420 72.690 - 1.010
Vinculadas à Concessão - Transmissão 7.359 (3.825 ) - - 4.558
Em serviço 2.252 (32 ) - - 3.233
Ativo Intangível 2.552 - - - 3.565 Amortizações acumuladas (300 ) (32 ) - - (332 )
Em Progresso 5.107 (3.793 ) - - 1.325
Ativo Intangível 5.107 (3.793 ) - - 1.325
-
Alheios a Concessão (Outros ativos intangíveis) 388.369 116.461 (1.871 ) - 502.737
Gestão Em serviço 637.973 149 - - 765.557
Amortizações acumuladas (342.318 ) (58.970 ) (2.005 ) - (420.336 ) Impairment
- 2.733 - - (42.595 )
Em Progresso 126.550 75.375 153 - 141.483
Outros (1) (33.836 ) 97.174 (19 ) - 58.628
Total 788.582 (153.931 ) 78.743 103.160 1.365.371
F-123
Os ativos intangíveis são amortizados, principalmente durante o período de concessão.
O prazo final de concessão para os distribuidores da Eletrobras expirou em 7 de julho de 2015. Conforme mencionado na Nota nº 2, as
empresas de distribuição da Eletrobras voltaram a dividir a parcela do ativo financeiro na proporção apropriada até 31 de dezembro de
2017, prazo para manter a responsabilidade pela operação e manutenção dos serviços públicos das distribuidoras.
NOTA 19 - VALOR RECUPERÁVEL DE ATIVOS DE LONGO PRAZO
A Empresa estimou o valor a ressarcir de seus ativos a longo prazo com base no valor em uso, considerando não haver mercado ativo
para a infraestrutura relativa à concessão. O valor em uso é avaliado com base no valor presente do fluxo de caixa estimado futuro.
As premissas utilizadas consideraram a melhor estimativa da Administração sobre as tendências futuras no setor elétrico e são
baseadas tanto em fontes externas de informação como em dados históricos de unidades geradoras de caixa. O fluxo de caixa foi
projetado com base nos resultados operacionais e projeções da Empresa até o final da concessão. Quando a necessidade foi
identificada para reduzir o valor recuperável dos ativos de longo prazo, essa redução é reconhecida no resultado do período, em
Despesas Operacionais/Recuperações, Líquidas.
Foram considerados os seguintes pressupostos:
• Crescimento compatível com dados de crescimento e perspectivas históricas sobre a economia brasileira;
• Taxa de desconto (após impostos) específica para cada segmento: 6,33% para geração (exceto nuclear), 6,02% para a
transmissão, e 6,01% para a distribuição (7,50% para geração, 7,00% para a transmissão, e 7,01% para distribuição em 2015),
obtida através da metodologia geralmente aplicada pelo mercado, levando em consideração o custo médio ponderado de
capital;
• A Empresa tratou todos os seus projetos como unidades geradoras de caixa independentes.
No primeiro semestre de 2016, a Empresa alterou a expectativa de conclusão da usina de Angra 3, com nova data planejada de entrada
em operação em dezembro de 2022. Em dezembro de 2015, essa projeção era para dezembro de 2020. No mesmo período, o
orçamento total do empreendimento foi atualizado com base em junho de 2016, de forma a refletir o impacto das acentuadas
flutuações nos índices de inflação e de câmbio, além do reagendamento das atividades devido ao novo cronograma de trabalho.
A metodologia aplicada no teste de impairment da usina considera os custos já realizados na data destas Demonstrações Financeiras
como ativos recuperáveis, em comparação com um fluxo de caixa descontado estendido até o final da vida útil econômica da Usina,
que é de 40 anos, a partir da nova data de entrada em operação, dezembro de 2022, considerando a vida útil econômica como o prazo
de uma licença compatível com a Usina Angra em projeto similar.
A taxa de desconto foi calculada pelo método WACC (Custo Médio Ponderado do Capital), considerando os parâmetros tradicionais
normalmente utilizados no mercado.
F-124
Tendo em vista esta nova data para o início das operações, a Empresa revisou os pressupostos para a usina Angra 3 e ajustou o teste de
recuperabilidade em junho de 2016.
As principais premissas utilizadas no teste de recuperabilidade desta usina são descritas a seguir:
Crescimento orgânico compatível com dados históricos e ajustes tarifários contratuais para inflação;
Dadas as características de financiamento específicas, a taxa de desconto foi calculada considerando a estrutura de capital
específica do projeto, o que resultou em uma taxa de desconto para junho de 2016 e dezembro de 2016 de 5,47%. Estes
cálculos consideraram, além dos parâmetros tradicionais, o beta calculado pela ANEEL, alavancando a estrutura de capital do
projeto. Devido à falta de ativos de energia nuclear no Brasil, a ANEEL aplicou um beta baseado em empresas americanas
com pelo menos duas usinas de geração nuclear;
A tarifa contratual da usina Angra 3 é de R$ 148,65/MWh. Para o teste de impairment, para a data-base de 30 de junho de
2016, a tarifa utilizada foi ajustada pelos índices contratualmente estabelecidos, resultando em um valor de R$ 234,18/MWh;
A base utilizada na época para calcular essa tarifa não tinha equivalência com o custo de serviço da usina, e também não era
compatível com a média usada em leilões de usinas termelétricas na época, e, portanto, está em um nível diferente e mais
baixo do que sua seguidora, e não fornece um equilíbrio econômico-financeiro para o empreendimento;
As usinas de Angra 2 e Angra 3 são oriundas de projetos similares e, por essa razão, foram utilizados os parâmetros de custo
para Angra 2 e Angra 3. Ocorre assim que haverá um ganho em custos/produtividade quando a Angra 3 entrar em operação,
uma vez que nem todas as atividades geradoras de custos terão que ser duplicadas, uma vez que os departamentos comuns
trabalharão com ambas as usinas;
As sinergias encontradas para este projeto, considerando estudos internos, baseados no uso de mão de obra da Empresa,
apontaram um nível de cerca de 25,4%, uma porcentagem que foi usada para estimar o custo operacional do PMSO da usina
de Angra 3 no teste de impairment.
Apesar das mudanças no cronograma do projeto, a Empresa vem assegurando a preservação e integridade do trabalho já realizado, e
tomará medidas para implementar as ações em nível de desempenho, visando recuperar os possíveis impactos no cronograma de obras
para a Usina Angra 3.
A análise da Empresa foi um Valor Presente Líquido negativo (VPL) para a usina Angra 3 de R$ 10.155.202. Esse valor resultou em
uma entrada negativa total no resultado de 2016 de R$ 4.091.748, com a contrapartida de uma perda adicional registrada por redução
ao valor recuperável do ativo permanente da Angra 3 de R$ 2.414.479 e uma provisão adicional para contratos onerosos de
R$ 1.677.269 (ver Nota 33). Desse montante, R$ 141.313 é o valor estimado que foi indevidamente pago para a compra de ativos
encontrados no inquérito conduzido pela Empresa. (ver Nota 4.XI)
F-125
A Administração, a partir do dia 30 de junho de 2016, data utilizada para apurar o impairment de Angra 3, constatou que os eventos
ocorridos não resultaram em alterações representativas das premissas utilizadas no teste de impairment da Usina Angra 3 em junho de
2016. As principais premissas aprovadas pela Administração permaneceram, tais como a previsão de entrada em operação e o
orçamento total para o projeto.
Não houve mudanças significativas na taxa de câmbio parcialmente vinculada ao orçamento do projeto e a taxa de desconto de 5,44%
utilizada pela Eletrobras para Angra 3 não afeta o teste de impairment feito em junho de 2016.
A Empresa atualizou o cálculo para a data-base de 31 de dezembro de 2016, considerando a atualização das premissas utilizadas em
30 de junho de 2016, resultando em um aumento de R$ 471.460, totalizando o montante de R$ 2.885.939 reconhecido no exercício
fiscal de 2016.
A Empresa continua monitorando as estimativas e os riscos associados à determinação do valor recuperável deste projeto, e à medida
que forem sendo produzidas novas negociações, estudos ou informações, a Empresa atualizará o plano de negócios do projeto com
qualquer impacto contábil.
O valor acumulado da perda de valor recuperável da usina de Angra 3, em 31 de dezembro de 2016, é de R$ 8.949.393 (R$ 6.063.454
em 31 de dezembro de 2015).
Em 31 de dezembro de 2016, o valor acumulado do valor recuperável de impairment para todos os projetos da Empresa é de
R$ 16.107.910 (R$ 10.568.996) em 31 de dezembro de 2015).
A análise determinou a necessidade de reconhecer/(reverter) um impairment para perdas nos seguintes empreendimentos durante
2016:
Geração
Unidade geradora de caixa 31/12/2015 Aditivos Estornos 31/12/2016
UTN Angra 3 5.922.141 3.027.252 - 8.949.393
UHE Samuel 417.632 18.228 - 435.860
UHE Batalha 559.345 - (151.642 ) 407.703
Candiota Fase B 119.939 236.126 - 356.065
Casa Nova I 163.496 161.373 - 324.869
UHE Simplício 380.220 - (37.892 ) 342.328
UTE Camaçari 343.765 - (39.854 ) 303.911
UHE Serra da Mesa - 199.184 - 199.184
Eólica Hermenegildo III 75.598 69.721 - 145.319
Eólica Hermenegildo II 65.815 77.214 - 143.029
UHE Passo São João 118.132 12.160 - 130.292
Eólica Hermenegildo I 56.301 73.468 - 129.769
UTE Coaracy Nunes 77.551 - - 77.551
PCH João Borges 44.038 8.492 - 52.530
UHE São Domingos 44.703 - (451 ) 44.252
PCH Rio Chapéu 37.279 4.476 - 41.755
Eólica Chuí IX 22.631 14.397 - 37.028
UTE Santana 27.840 - - 27.840
UTE Mauá III 102.191 - (102.191 ) - Outro 81.717 130.247 (159.826 ) 52.138
Total 8.660.335 4.032.338 (491.856 ) 12.200.816
Unidade geradora de caixa 31/12/2014 Aditivos Estornos 31/12/2015
UTN Angra 3 960.544 4.961.597 - 5.922.141
Candiota II Fase B 35.412 84.527 - 119.939
Eólica Coxilha Seca - 81.142 - 81.142
Unidade geradora de caixa 31/12/2014 Aditivos Estornos 31/12/2015
UHE Samuel 340.888 76.744 - 417.632
Eólica Hermenegildo III - 75.598 - 75.598
Eólica Hermenegildo II - 65.815 - 65.815
UHE Simplício 440.276 - (60.056 ) 380.220
Eólica Hermenegildo I - 56.301 - 56.301
UTE Mauá - 102.191 - 102.191
UTE Aparecida - 50.508 - 50.508
UTE Camaçari 365.709 - (21.944 ) 343.765
UTE Batalha 553.622 5.723 - 559.345
UHE Passo São João 151.311 - (33.179 ) 118.132
Casa Nova 111.515 51.981 163.496
Outros 230.853 - (26.742 ) 204.111
Total 3.190.130 5.612.127 (141.921 ) 8.660.336
F-126
Transmissão
Unidade geradora de caixa 31/12/2015 Aditivos Estornos 31/12/2016
CC 061-2001 174.389 1.902.617 - 2.077.006
LT Jauru Porto Velho 126.025 185.520 - 311.545
CC 018-2012 Mossoró Ceará Mirim 100.497 - - 100.497
CC 005-2012 Jardim NSra Socorro 89.830 - - 89.830
CC 006-2009 Suape II e III 88.101 - - 88.101
CC 014-2008 Eunápolis TFreitas 64.773 17.222 - 81.995
CC 020-2010 Igaporâ BJLapa 69.268 - - 69.268
LT Ribeiro Gonçalves - Balsas 35.574 29.426 - 65.000
CC 017-2009 Natal III Sta Rita 59.517 - - 59.517
LT Funil-Itapebi 54.597 - (1.056 ) 53.541
LT Camaçari IV - Sapeaçu 39.552 10.554 - 50.106
CC 010-2011 Paraíso Lagoa Nova 44.800 - - 44.800
SE Coletora Porto Velho 34.123 9.850 - 43.973
LT Recife II - Suape II 28.325 14.828 - 43.153
CC 010-2007 Ibicoara Brumado 40.611 - - 40.611
CC 017-2012 Mirueira Jaboatão 31.184 - - 31.184
CC 018-2009 Eunáp TFreitas C2 30.232 - - 30.232
SE Caxias/Ijuí/N. Petrópolis/Lajeado 32.259 - (4.706 ) 27.553
CC 019-2012 Igaporã Pindaí 21.506 - - 21.506
LT Presidente Médice - Santa Cruz 27.339 - (6.728 ) 20.611
CC 015-2012 Camaçari IV Pirajá 18.060 - - 18.060
LT Campos Novos - Nova Santa Rita 30.822 - (13.975 ) 16.847
Outro 65.098 322.187 (102.183 ) 285.102
1.306.482 2.492.204 (128.648 ) 3.670.038
Unidade geradora de caixa 31/12/2014 Aditivos Estornos 31/12/2015
CC 061-2001 - 174.389 - 174.389
Estação de Correção/Inversão 43.909 - (43.909 ) - CC 005-2012 Jardim NSra Socorro 46.788 43.042 - 89.830
CC 018-2012 Mossoró Ceará Mirim 61.681 38.816 - 100.497
CC 019-2012 Igaporã Pindaí 59.678 - (38.172 ) 21.506
LT Ribeiro Gonçalves - Balsas 73.317 - (37.743 ) 35.574
Linha Verde Transmissora de Energia S/A 100.494 - (35.788 ) 64.706
SE Coletora Porto Velho - 34.123 - 34.123
CC 010-2011 Paraíso Lagoa Nova 12.246 32.554 - 44.800
CC 020-2010 Igaporâ BJLapa 37.669 31.599 - 69.268
CC 018-2009 Eunáp TFreitas C2 7.784 22.448 - 30.232
CC 015-2012 Camaçari IV Pirajá - 18.060 - 18.060
CC 006-2009 Suape II e III 105.933 - (17.832 ) 88.101
CC 017-2012 Mirueira Jaboatão 20.290 10.894 - 31.184
CC 014-2008 Eunápolis TFreitas 53.962 10.811 - 64.773
CC 017-2009 Natal III Sta Rita 48.837 10.680 - 59.517
LT Campos Novos - Nova Santa Rita 22.089 8.733 - 30.822
SE Miranda II - 7.079 - 7.079
Outro 275.043 66.978 - 342.021
Total 969.720 510.206 (173.444 ) 1.306.482
Distribuição
Concessão 31/12/2015 Adições Reversões 31/12/2016
Amazonas D - 63.610 - 63.610
Cepisa 290.247 - (199.362 ) 90.885
Eletroacre 90.808 - (90.808 ) - Ceron 59.885 35.245 (59.883 ) 35.247
Ceal - 32.446 - 32.446
Boa Vista 17.281 - (2.413 ) 14.868
Total 458.221 131.301 (352.466 ) 237.056
Concessão 31/12/2014 Adições Reversões 31/12/2015
Amazonas D 119.041 - (119.041 ) - Cepisa 232.442 98.383 (40.578 ) 290.247
Eletroacre 60.026 54.924 (24.142 ) 90.808
Ceron 84.503 23.914 (48.532 ) 59.885
Boa Vista - 77.400 - 77.400
Total 496.012 254.621 (232.293 ) 518.340
F-127
O impairment reconhecido no balanço, por segmento operacional, é mostrado abaixo:
31/12/2016
Geração Transmissão Distribuição Total
Ativos Imobilizados 12.141.003 - - 12.141.003
Ativos intangíveis 59.813 - 237.056 296.869
Ativos Financeiros - 3.670.038 - 3.670.038
Total 12.200.816 3.670.038 237.056 16.107.910
31/12/2015
Geração Transmissão Distribuição Total
Ativos Imobilizados 8.540.131 - - 8.540.131
Ativos intangíveis 120.205 - - 120.205
Ativos Financeiros - 1.306.482 518.340 1.824.822
Total 8.660.336 1.306.482 518.340 10.485.158
NOTA 20 - FORNECEDORES
31/12/2016 31/12/2015
CIRCULANTE
Bens, materiais e serviços 7.987.651 8.369.303
Energia comprada para revenda 1.482.755 1.514.499
CCEE - Energia de curto prazo 188.895 244.705
9.659.301 10.128.507
NÃO CIRCULANTE
Bens, materiais e serviços 8.200.930 7.782.562
Energia comprada para revenda 1.581.890 1.666.859
9.782.820 9.449.421
19.442.121 19.577.928
As obrigações com fornecedores representam transações com o fornecimento de bens, materiais e serviços. O passivo circulante com
fornecedores representa principalmente a dívida atual com a BR Distribuidora S.A. no montante de R$ 2.275.768 com a Empresa de
Gás do Amazonas - Cigás no montante de R$ 3.484.755 para o fornecimento de derivados de petróleo para produção de energia
elétrica.
O contrato entre a Petrobrás e a Cigás, com a intervenção e o consentimento da Amazonas D, cujo objeto é a venda pela Petrobras, e a
compra pela Cigás, para fins de geração termoelétrica ou como Produtor Independente de Eletricidade (PIE), tem uma cláusula em que
os créditos que a Cigás possui com a Amazonas D em atraso há mais de quarenta e cinco dias e que foram transferidos para a
Petrobras são automaticamente atribuídos a esta última, independentemente de qualquer notificação. Dessa forma, do montante de
R$ 3.484.755, R$ 2.063.073 são atribuídos à Petrobras.
Além dos saldos acima descritos, as obrigações com os fornecedores de bens, materiais e serviços são registradas como dois instrumentos
privados de reconhecimento de dívidas, bem como um respectivo plano de pagamento firmado com a Petrobras Distribuidora S/A pela
subsidiária Amazonas D, para o fornecimento de derivados de petróleo, assinado em 31 de dezembro de 2014, nos montantes de i) 1º
CCD no valor de R$ 3.257.366, cujo saldo devedor é de R$ 3.849.402; e ii) 2ª CCD no valor de R$ 2.925.921, cujo saldo devedor é de
R$ 3.463.584. Os instrumentos serão amortizados em 120 pagamentos mensais, numa base proporcional diária, a partir da data de
assinatura do contrato até a data de vencimento. O primeiro pagamento foi devido em 20 de fevereiro de 2015 e o último em
1º de janeiro de 2015. Além dos contratos, o montante de R$ 1.018.441 corresponde ao 3º CCD, que ainda está em fase de aprovação,
com saldo devedor de R$ 1.205.588.
F-128
Em 31 de dezembro de 2011, a Empresa reconheceu o direito de reembolso à Petrobras de R$ 2.364.318, pela diferença de preço na
parcela de transporte de gás natural. Para uma maior discussão, ver Nota 11 a.1.
NOTA 21 - ADIANTAMENTOS DE CLIENTES
31/12/2016 31/12/2015
CIRCULANTE
Venda antecipada de energia - ALBRAS 60.504 54.832
Adiantamentos de clientes - PROINFA 560.277 593.404
620.781 648.236
NÃO CIRCULANTE
Venda antecipada de energia - ALBRAS 592.215 659.082
592.215 659.082
TOTAL 1.212.996 1.307.318
21.1 - ALBRAS
A subsidiária Eletronorte vendeu energia à ALBRAS em 2004 para fornecimento durante um período de 20 anos a uma média
de 750 MW/mês até dezembro de 2006, e uma média de 800 MW/mês de janeiro de 2007 a dezembro de 2024, utilizando a taxa
UHE Tucuruí como parâmetro, acrescido de ágio, calculado com base no preço de alumínio no London Metal Exchange (LME) na
Inglaterra. Esta fixação de preço tornou-se um derivativo inserido (Consulte a Nota 43).
Com base nestas condições, a ALBRAS efetuou compra antecipada de créditos de energia, com pagamento antecipado de
R$ 1.200.000, que foi registrado como crédito, em MW, de uma média de 43 MW/mês a partir de junho de 2004 a dezembro de 2006
e uma média de 46 MW/mês a partir de janeiro de 2007 a dezembro de 2024, a ser amortizado durante o período de fornecimento, em
parcelas mensais expressadas naquela média MW, na taxa vigente no mês de faturamento, conforme detalhado abaixo:
Data do Contrato
CLIENTE Inicial Final Volume médio em Megawatts (MW)
Albrás 01/07/2004 31/12/2024 750 em 31/12/2006 e 800 a partir de 01/01/2007 de 353,08
para 492
BHP 01/07/2004 31/12/2024
A posição e movimento desse passivo são demonstrados como segue:
Saldo em
31/12/2015 Amortização Ganhos
Saldo em 31/12/2016 Circulante Não Circulante
713.914 (66.867 ) 5.672 652.719 60.504 592.215
F-129
21.2 - PROINFA
O PROINFA, criado pela Lei 10.438/2002 e suas emendas, diversifica a matriz energética brasileira com o uso de fontes de energia
renováveis, por meio da alavancagem econômica de recursos disponíveis e tecnologias aplicáveis.
A Empresa garante a compra da energia produzida durante o período de 20 anos, com início em 2006, e transfere esta energia às
concessionárias de distribuição, livres consumidores e produtores independentes, excluindo consumidores de baixa renda, na
proporção de seu consumo.
As concessionárias de distribuição e transmissão pagam à Empresa o valor da energia em ações, equivalente ao custo correspondente à
participação detida por consumidores cativos, livres consumidores e produtores independentes, conectadas às suas instalações
mensais, no mês anterior àquele do consumo da energia.
As operações relativas à compra e venda de energia no âmbito do PROINFA não afetam os resultados da Empresa.
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.
NOTA 22 - FINANCIAMENTOS E EMPRÉSTIMOS
22.1 - Reserva Global de Reversão (RGR)
A Empresa está autorizada a retirar valores da RGR, aplicando-os para financiar a expansão do setor elétrico brasileiro, a melhoria dos
serviços de eletricidade e o avanço dos programas do Governo Federal.
Quando a Empresa retira valores da RGR, reconhecendo uma dívida com o fundo, investe em projetos específicos, cujo objetivo é:
a) a expansão dos serviços de distribuição de energia;
b) um incentivo a fontes alternativas de energia elétrica;
c) estudos de estoque e viabilidade do uso de potenciais hidráulicos;
d) desenvolvimento de usinas de geração de energia até 5.000 kW* destinadas exclusivamente para serviço público em populações
atendidas por um sistema elétrico isolado;
e) iluminação pública eficiente;
f) conservação de energia elétrica melhorando a qualidade dos produtos e serviços;
g) universalização de acesso à energia.
Eletrobras devolverá os recursos retirados da RGR e usados na concessão de empréstimos a empresas dentro do setor elétrico
brasileiro, com juros de 5% ao ano.
F-130
Em 2016, o saldo de recursos captados do Fundo totalizou R$ 6.647.839 (R$ 6.439.374 em 31 de dezembro de 2015), incluído sob
Financiamentos e empréstimos, passivos.
Os ativos do Fundo RGR não fazem parte dessas demonstrações, pois são entidades separadas da Empresa.
22.2 - Composição dos empréstimos e financiamentos:
31/12/2016
ENCARGOS PRINCIPAL
CIRCULANTE NÃO
Taxa Média Valor CIRCULANTE CIRCULANTE
Instituições Financeiras
Moeda estrangeira
Banco de Desenvolvimento Interamericano (IBD) 4,40 % 1.382 85.242 374.763
Corporación Andino de Fomento (CAF) 2,31 % 4.607 469.378 360.566
Kreditanstalt fur Wiederaufbau (KFW) 2,73 % 15 4.349 199.347
Eximbank 2,00 % 433 61.287 30.633
BNP Paribas 1,17 % 362 114.476 457.904
Outro 5.119 128.296 641.808
11.918 863.028 2.065.021
Bônus
Expira em 30/07/2019 6,87 % 109.546 - 3.259.100
Expira em 27/10/2021 5,75 % 67.672 - 5.703.425
177.218 - 8.962.525
Outro
MORGAN - - 10.846
LLOYDS - - 1.299
- - 12.145
189.136 863.028 11.039.691
Moeda Nacional
Reserva Global de Reversão - - 6.647.839
Banco do Brasil 69.704 900.478 2.138.476
Banco de Poupança Federal 112.956 1.088.475 9.230.810
BNDES 595.993 1.160.612 8.890.627
Banco da Amazônia 16.289 226.500 404.998
Notas Promissórias 35.310 250.000 - Santander - 177.311 354.622
State Grid - - 318.471
Outras Instituições Financeiras 22.119 125.636 761.347
852.371 3.929.012 28.747.190
1.041.507 4.792.040 39.786.881
31/12/2015
ENCARGOS PRINCIPAL
CIRCULANTE NÃO
Taxa Média Valor CIRCULANTE CIRCULANTE
Instituições Financeiras
Moeda estrangeira
Banco de Desenvolvimento Interamericano (IBD) 4,40 % 2.197 102.130 551.140
Corporación Andino de Fomento (CAF) 2,73 % 6.462 562.372 994.374
Kreditanstalt fur Wiederaufbau (KFW) 2,73 % 19 - 251.801
Eximbank 2,00 % 839 71.187 106.769
BNP Paribas 1,57 % 396 136.192 685.780
Outro 4.243 126.161 757.302
14.156 998.042 3.347.166
Bônus
Expira em 30/07/2019 6,87 % 114.839 - 3.904.800
Expira em 27/10/2021 5,75 % 70.944 - 6.833.400
185.783 - 10.738.200
199.939 998.042 14.085.366
Moeda Nacional
Reserva Global de Reversão - - 6.439.373
Banco do Brasil 76.226 402.598 5.861.368
Banco de Poupança Federal 97.404 196.538 6.759.638
BNDES 564.986 1.230.372 7.332.179
Notas Promissórias 9.135 200.000 - Outras Instituições Financeiras - 249.208 1.695.888
747.751 2.278.716 28.088.446
947.690 3.276.758 42.173.812
F-131
Controlador
A Eletrobras firmou um contrato de abertura de crédito no valor bruto de R$ 6.500.000 junto a Caixa Econômica Federal e o Banco do
Brasil, a uma remuneração de 119,5% de variação acumulada da Taxa DI para atender suas necessidades de capital de giro e seu plano
de investimentos. Até 31 de dezembro de 2014, a Empresa financiou suas duas primeiras parcelas de desembolso no valor total de
R$ 4.500.000, com R$ 2.769.231 desembolsados pelo Banco do Brasil e R$ 1.730.769 pela Caixa Econômica Federal. A primeira e
segunda parcelas do desembolso terão prazo de carência para pagamento do principal até 24 de agosto de 2016 e 25 de novembro de
2016, respectivamente. A terceira parcela de desembolso, retirada em 30 de janeiro de 2015, no montante de R$ 2.000.000, sendo
R$ 1.230.769 desembolsados pelo Banco do Brasil e R$ 769.231 pela Caixa Econômica Federal, com prazo de carência para
pagamento do principal até 25 de fevereiro de 2016.
Controlada Eletrosul
Em 7 de março de 2016, a controlada Eletrosul emitiu uma segunda rodada de notas promissórias comerciais, em série única,
composta por 500 notas promissórias comerciais com valor nominal unitário de R$ 500.000, sendo R$ 250.000 com vencimento em
2 de março de 2017, remunerado a 100% da variação acumulada das taxas diárias médias de DI + aumento de 3,5% a.a.
Em 25 de janeiro de 2017, a Empresa liquidou 500 notas promissórias da segunda emissão, no valor integral de R$ 289.751 mil
(principal + remuneração).
Controlada Eletronuclear
Em 28 de junho de 2013, o contrato nº 0410.351-27/2013 foi assinado entre a controlada Eletronuclear e a Caixa Econômica Federal
(CEF) no montante de R$ 3.800.000 para o financiamento de alguns dos empreendimentos de Angra 3. A vigência do contrato é de
25 anos, contados a partir da data de sua assinatura, com taxa de juros de 6,5% a.a. Em 21 de março de 2016, foi feito um segundo
pedido de desembolso à CEF, no montante de R$ 478.000.
A decisão do conselho de administração do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), em 12 de julho de
2016, autorizou a renegociação da dívida do contrato nº 10.2.2032.1, assinado entre o BNDES e essa subsidiária em 23 de fevereiro de
2011, suspendendo o início do pagamento do principal sobre a dívida e suspendendo parcialmente o pagamento de juros mensais. Em
relação aos encargos da dívida, o pagamento de 70% dos juros foi suspenso de 15 de julho de 2016 a 15 de fevereiro de 2017. Durante
este período, 30% do montante de juros determinado será liquidado financeiramente, e o restante será capitalizado no saldo devedor.
A partir de 15 de março de 2017, a subsidiária terá que aplicar o valor integral dos encargos apurados mensalmente.
Controlada Furnas
Durante o exercício de 2016, o primeiro e o quarto desembolsos para o contrato da Furnas foram liberados pelo BNDES, totalizando
R$ 232.799; a liberação dos sessenta para 14º desembolsos no Contrato de Empréstimo com a State Grid Brazil Holding, no montante
de R$ 158.872; liberação do financiamento para a subsidiária Furnas da Caixa Econômica Federal (FINISA) no valor de
R$ 1.130.000; e a renegociação das parcelas de abril, maio, junho e julho de 2016, em principal e encargos de arrendamento e
financiamento da Eletrobras (ECF e ECR), em novembro de 2016, no valor de R$ 194.950.
F-132
Controlada Eletronorte
Em 12 de janeiro de 2017, a Administração da Eletronorte aprovou, em 12 de janeiro de 2017, um empréstimo de R$ 500.000 da
Caixa Econômica Federal através da CCB, com a aprovação da Eletrobras, com o objetivo de fortalecer o fluxo de caixa da controlada
(ver nota explicativa 47). A linha de crédito será disponibilizada à medida que o financiamento for necessário.
22.3 - Composição dos empréstimos e financiamentos (por moeda e indexador):
As dívidas são garantidas pela União e/ou Eletrobras, e estão sujeitas a encargos, cuja taxa média em 2016 é de 9,65% a.a. (9,40% a.a.
em 2015), e com o seguinte perfil:
31/12/2016 31/12/2015
Saldo em milhares de Reais %
Saldo em milhares de Reais %
Moeda estrangeira
US$, sem índice 9.242.584 20 % 11.121.630 24 %
US$, LIBOR 2.551.902 6 % 3.729.245 8 %
EURO 203.712 0 % 251.820 1 %
IENE 92.353 - 178.794 - Outro 1.304 - 1.858 -
Subtotal 12.091.855 27 % 15.283.347 33 %
Moeda nacional
CDI 12.701.548 28 % 11.410.983 25 %
IPCA 531.933 - 532.754 1 %
TJLP 10.063.827 22 % 6.594.316 14 %
SELIC 1.675.353 4 % 2.636.254 6 %
Outro 1.359.417 3 % 3.287.732 7 %
Subtotal 26.332.078 58 % 24.462.039 53 %
Sem índice 7.196.495 16 % 6.652.874 14 %
Total 45.620.428 100 % 46.398.260 100 %
A parcela de longo prazo de empréstimos e financiamentos tem sua maturidade programada como segue:
2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022 Total
6.439.604 7.745.876 3.697.570 8.849.279 7.481.779 5.572.772 39.786.881
22.4 -Operação de arrendamento mercantil financeiro:
O valor nominal utilizado no cálculo do ativo e passivo em virtude destes contratos foi determinado por referência ao valor
estabelecido para contratação de energia mensal, multiplicado pela capacidade instalada (60 a 65 MW*) e pelo número de meses da
validade do contrato.
A conciliação do total de pagamentos mínimos futuros sobre leasing financeiro da Empresa e seu valor presente é mostrado no quadro
abaixo:
F-133
31/12/2016 31/12/2015
Menos de um ano 212.698 209.226
Mais de um ano ano e menos de cinco anos 836.902 836.902
Mais de cinco anos 714.854 924.081
Encargos de financiamentos futuros sobre os arrendamentos financeiros (594.950 ) (718.054 )
Total de pagamentos mínimos de arrenadamentos financeiros 1.169.504 1.252.155
Menos de um ano 136.662 132.972
Mais de um ano ano e menos de cinco anos 558.094 431.363
Mais de cinco anos 474.748 687.820
Valor presente dos pagamentos 1.169.504 1.252.155
F-134
22.5 - GARANTIAS
A Empresa participa na qualidade de interveniente garantidora por várias empresas cujas quantidades garantidas, projeções e os
montantes já pagos são mostrados nas tabelas a seguir:
Empresa Empreendimento
Banco
Financiador Modalidade
Participação
da Empresa
Valor do Financiamento
Saldo Devido em 31/12/2016
Saldo garantidor Eletrobras
Término da Garantia
Eletrobras Norte Energia BNDES SPE 15,00 % 2.025.000 2.275.156 22.752 15/01/2042
Eletrobras Norte Energia CEF SPE 15,00 % 1.050.000 1.218.880 12.189 15/01/2042
Eletrobras Norte Energia BTG Pactual SPE 15,00 % 300.000 348.251 3.483 15/01/2042
Eletrobras Norte Energia
Garantia de
Desempenho do
Contrato SPE 15,00 % 39.225 39.225 392 30/04/2019
Eletrobras Rouar CAF SPE 50,00 % 31.833 31.833 318 30/09/2017
Eletrobras Mangue Seco II BNB SPE 49,00 % 40.951 36.132 361 14/10/2031
Eletrosul ESBR BNDES SPE 20,00 % 727.000 874.307 8.743 15/08/2034
Eletrosul ESBR BNDES SPE 20,00 % 232.500 244.931 2.449 15/01/2035
Eletrosul ESBR BNDES REPASSE SPE 20,00 % 717.000 890.130 8.901 15/08/2034
Eletrosul ESBR BNDES REPASSE SPE 20,00 % 232.500 239.625 2.396 15/01/2035
Eletrosul Cerro Chato I, II e III Banco do Brasil Empresarial 100,00 % 223.419 100.313 1.003 15/07/2020
Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 126.221 54.213 542 15/06/2021
Eletrosul Artemis Transmissora de Energia BNDES Empresarial 100,00 % 170.029 27.544 275 15/10/2018
Eletrosul UHE Mauá BNDES Empresarial 100,00 % 182.417 138.514 1.385 15/01/2028
Eletrosul UHE Mauá
BNDES/Banco do
Brasil Empresarial 100,00 % 182.417 138.534 1.385 15/01/2028
Eletrosul UHE Passo de São João BNDES Empresarial 100,00 % 183.330 127.838 1.278 15/07/2026
Eletrosul SC Energia
BNDES/Banco do
Brasil Empresarial 100,00 % 50.000 11.741 117 15/05/2019
Eletrosul SC Energia BNDES/BDRE Empresarial 100,00 % 50.000 11.711 117 15/05/2019
Eletrosul SC Energia BNDES Empresarial 100,00 % 103.180 23.551 236 15/05/2019
Eletrosul SC Energia BNDES Empresarial 100,00 % 67.017 24.590 246 15/03/2021
Eletrosul UHE São Domingos BNDES Empresarial 100,00 % 207.000 173.333 1.733 15/06/2028
Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 41.898 31.327 313 15/03/2027
Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 9.413 7.670 77 15/08/2027
Eletrosul RS Energia BNDES Empresarial 100,00 % 12.000 7.941 79 15/08/2027
Eletrosul UHE Passo de São João BNDES Empresarial 100,00 % 14.750 10.565 106 15/07/2026
Eletrosul Projetos Corporativos da Eletrosul Banco do Brasil Empresarial 100,00 % 250.000 195.696 1.957 15/11/2023
Eletrosul Teles Pires BNDES SPE 24,50 % 296.940 336.361 3.364 15/02/2036
Eletrosul Teles Pires
BNDES/Banco do
Brasil SPE 24,50 % 294.000 333.196 3.332 15/02/2036
Eletrosul Teles Pires
Emissão de
Debêntures SPE 24,50 % 160.680 170.199 1.702 30/05/2032
Eletrosul Livramento Holding BNDES SPE 49,00 % 91.943 22.206 222 15/06/2030
Eletrosul Chuí Holding BNDES SPE 49,00 % 186.082 179.100 1.791 15/12/2031
Eletrosul Transmissora Sul Brasileira de Energia
S.A. BNDES SPE 80,00 % 209.974 180.788 1.808 15/07/2028
Eletrosul Transmissora Sul Brasileira de Energia
S.A.
Emissão de
Debêntures SPE 80,00 % 62.040 88.054 881 15/09/2026
Eletrosul Costa Oeste Transmissora de Energia
S.A. BNDES SPE 49,00 % 17.846 14.962 150 01/11/2022
Eletrosul Santa Vitória do Palmar Holding S.A. BNDES SPE 49,00 % 197.950 215.684 2.157 16/06/2031
Eletrosul Santa Vitória do Palmar Holding S.A. BRDE SPE 49,00 % 98.000 108.290 1.083 16/06/2031
Eletrosul Santa Vitória do Palmar Holding S.A.
Emissão de
Debêntures SPE 49,00 % 44.100 55.678 557 15/06/2028
Eletrosul Transmissora Sul Litorânea do Brasil BNDES SPE 51,00 % 252.108 231.974 2.320 15/02/2029
Eletrosul Complexo São Bernardo KfW Empresarial 100,00 % 29.854 45.709 457 30/12/2038
Eletrosul Complexo São Bernardo KfW Empresarial 100,00 % 136.064 157.988 1.580 30/12/2042
Eletrosul Complexo Eólico Livramento - Entorno
II CEF Empresarial 100,00 % 200.000 212.844 2.128 07/08/2017
Eletrosul Projetos Corporativos da Eletrosul 2 BTG Pactual Empresarial 100,00 % 250.000 285.310 2.853 02/03/2017
Eletrosul Eólica Hermenegildo I S/A BNDES SPE 99,99 % 109.566 109.042 1.090 15/06/2032
Eletrosul Eólica Hermenegildo I S/A BRDE SPE 99,99 % 47.764 49.474 495 15/06/2032
Eletrosul Eólica Hermenegildo II S/A BNDES SPE 99,99 % 109.590 109.080 1.091 15/06/2032
Eletrosul Eólica Hermenegildo II S/A BRDE SPE 99,99 % 47.775 47.854 479 15/06/2032
Eletrosul Eólica Hermenegildo III S/A BNDES SPE 99,99 % 93.367 92.933 929 15/06/2032
Eletrosul Eólica Hermenegildo III S/A BRDE SPE 99,99 % 40.703 40.771 408 15/06/2032
Eletrosul Eólica Chuí IX S/A BNDES SPE 99,99 % 31.561 31.414 314 15/06/2032
Eletrosul Eólica Chuí IX S/A BRDE SPE 99,99 % 13.758 13.781 138 15/06/2032
Eletronorte São Luis II e III BNDES Empresarial 100,00 % 13.653 7.859 79 15/11/2024
Eletronorte Miranda II BNDES Empresarial 100,00 % 47.531 20.069 201 15/11/2024
Eletronorte Ribeiro Gonç./Balsas BNB Empresarial 100,00 % 70.000 57.300 573 03/06/2031
Eletronorte Lechuga/J. Teixeira BASA Empresarial 100,00 % 25.720 19.860 199 10/01/2029
Eletronorte Subestação Nobres BNDES Empresarial 100,00 % 10.000 6.567 66 15/03/2028
Eletronorte Subestação Miramar/Tucuruí BNDES Empresarial 100,00 % 31.000 21.539 215 15/08/2028
Eletronorte Expansão da Subestação Lechuga BNDES Empresarial 100,00 % 35.011 24.878 249 15/10/2028
Eletronorte Norte Brasil Transmissora BNDES SPE 49,00 % 514.500 458.514 4.585 15/12/2029
Eletronorte Norte Brasil Transmissora
Emissão de
Debêntures SPE 49,00 % 98.000 139.868 1.399 15/09/2026
Eletronorte Linha Verde Transmissora BASA Empresarial 100,00 % 185.000 201.441 2.014 10/11/2032
Eletronorte Manaus Transmissora BNDES SPE 30,00 % 120.300 95.822 958 15/12/2026
Eletronorte Estação de Transmissão de ENergia BNDES Empresarial 100,00 % 505.477 390.994 3.910 15/11/2028
Eletronorte Estação de Transmissão de ENergia BASA Empresarial 100,00 % 221.789 201.375 2.014 15/10/2031
Eletronorte Estação de Transmissão de ENergia BASA Empresarial 100,00 % 221.789 214.959 2.150 10/07/2031
Eletronorte Rio Branco Transmissora BNDES Empresarial 100,00 % 138.000 109.763 1.098 15/03/2027
Eletronorte Transmissora Matogrossense Energia BASA SPE 49,00 % 39.200 36.975 370 01/02/2029
F-135
Empresa Empreendimento Banco Financiador Modalidade
Participação
da Empresa
Valor do Financiamento
Saldo Devido em 31/12/2016
Saldo garantidor Eletrobras
Término da Garantia
Eletronorte Transmissora Matogrossense Energia BNDES SPE 49,00 % 42.777 29.411 294 15/05/2026
Eletronorte Rei dos Ventos 1 Eolo BNDES SPE 24,50 % 30.851 26.829 268 15/10/2029
Eletronorte Brasventos Miassaba 3 BNDES SPE 24,50 % 30.984 26.936 269 15/10/2029
Eletronorte Rei dos Ventos 3 BNDES SPE 24,50 % 32.533 28.276 283 15/10/2029
Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A. Itaú BBA SPE 24,50 % 49.735 49.854 499 26/04/2017
Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A. Santander SPE 24,50 % 49.000 49.119 491 26/04/2017
Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A.
State Grid Brazil
S.A. Empresarial 100,00 % 294.700 318.795 3.188 28/07/2029
Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A. ABC SPE 24,50 % 18.375 19.264 193 31/05/2017
Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A. Banco da China SPE 24,50 % 6.125 6.310 63 30/04/2017
Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A. PINE SPE 24,50 % 6.125 6.392 64 31/05/2017
Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A.
Banco de
Construção da China SPE 24,50 % 93.100 96.894 969 31/03/2017
Eletronorte Belo Monte Transmissora de Energia S.A. ICBC SPE 24,50 % 9.800 9.849 98 30/06/2017
Eletronorte Norte Energia BNDES SPE 19,98 % 2.697.300 3.030.508 30.305 15/01/2042
Eletronorte Norte Energia CEF SPE 19,98 % 1.398.600 1.623.548 16.235 15/01/2042
Eletronorte Norte Energia BTG Pactual SPE 19,98 % 399.600 463.871 4.639 15/01/2042
Eletronorte Implementação da PAR e PMIS BNDES Empresarial 100,00 % 361.575 322.784 3.228 15/12/2023
Eletronorte Porto Velho Transmissora de Energia BNDES Empresarial 100,00 % 283.411 245.676 2.457 15/08/2028
Eletronorte Reforço da Estrutura de Capital de Giro CEF Empresarial 100,00 % 400.000 391.658 3.917 30/04/2019
Eletronorte UHE Sinop BNDES SPE 24,50 % 256.270 175.203 1.752 15/06/2038
Eletronuclear Angra III BNDES Empresarial 100,00 % 6.146.256 3.480.338 34.803 15/06/2036
Chesf ESBR BNDES SPE 20,00 % 727.000 874.307 8.743 15/08/2034
Chesf ESBR BNDES SPE 20,00 % 232.500 244.931 2.449 15/01/2035
Chesf ESBR BNDES REPASSE SPE 20,00 % 717.000 890.130 8.901 15/08/2034
Chesf ESBR BNDES REPASSE SPE 20,00 % 232.500 239.625 2.396 15/01/2035
Chesf Manaus Transmissora BNDES SPE 19,50 % 78.195 62.284 623 15/12/2026
Chesf Norte Energia BNDES SPE 15,00 % 2.025.000 2.275.156 22.752 15/01/2042
Chesf Norte Energia CEF SPE 15,00 % 1.050.000 1.218.880 12.189 15/01/2042
Chesf Norte Energia BTG Pactual SPE 15,00 % 300.000 348.251 3.483 15/01/2042
Chesf IE Madeira BASA SPE 24,50 % 65.415 77.112 771 10/07/2032
Chesf IE Madeira BNDES SPE 24,50 % 455.504 376.324 3.763 15/02/2030
Chesf IE Madeira
Emissão de
Debêntures SPE 24,50 % 85.750 122.200 1.222 18/03/2025
Chesf Projetos Corporativos Chesf 1 Banco do Brasil Empresarial 100,00 % 500.000 256.404 2.564 28/09/2018
Chesf Projetos Corporativos Chesf 2 CEF Empresarial 100,00 % 400.000 253.531 2.535 27/02/2019
Chesf IE Garanhuns S/A BNDES SPE 49,00 % 175.146 154.009 1.540 15/12/2028
Chesf Projetos Corporativos Chesf 3 BNDES Empresarial 100,00 % 727.560 393.417 3.934 15/06/2029
Chesf Projetos Corporativos Chesf 4 BNDES Empresarial 100,00 % 475.454 238.320 2.383 15/06/2029
Chesf UHE Sinop BNDES SPE 24,50 % 256.270 175.203 1.752 15/06/2038
Chesf Projetos Corporativos Chesf 5 CEF Empresarial 100,00 % 200.000 202.616 2.026 06/09/2021
Furnas UHE Batalha BNDES Empresarial 100,00 % 224.000 150.921 1.509 15/12/2025
Furnas UHE Simplício BNDES Empresarial 100,00 % 1.034.410 647.658 6.477 15/07/2026
Furnas UHE Baguari BNDES Empresarial 100,00 % 60.153 36.357 364 15/07/2026
Furnas SUNDRY Banco do Brasil Empresarial 100,00 % 750.000 758.618 7.586 31/10/2018
Furnas Transferência da BASA 2008 Banco do Brasil Empresarial 100,00 % 208.312 220.535 2.205 07/02/2018
Furnas Projetos de Inovação FINEP Empresarial 100,00 % 268.503 161.366 1.614 15/11/2023
Furnas Financiamento Corporativo Banco do Brasil Empresarial 100,00 % 400.000 379.973 3.800 06/12/2023
Furnas UHE Santo Antônio BNDES SPE 39,00 % 1.594.159 1.999.596 19.996 15/03/2034
Furnas UHE Santo Antônio BNDES SPE 39,00 % 1.574.659 2.064.091 20.641 15/03/2034
Furnas UHE Santo Antônio BASA SPE 39,00 % 196.334 238.746 2.387 15/12/2030
Furnas UHE Santo Antônio
Emissão de
Debêntures SPE 39,00 % 163.800 218.533 2.185 24/01/2023
Furnas UHE Santo Antônio
Emissão de
Debêntures SPE 39,00 % 273.000 242.225 2.422 01/03/2024
Furnas UHE Foz do Chapecó BNDES SPE 40,00 % 435.508 376.498 3.765 15/09/2027
Furnas UHE Foz do Chapecó BNDES SPE 40,00 % 217.754 190.533 1.905 15/09/2027
Furnas UHE Foz do Chapecó BNDES SPE 40,00 % 4.009 2.861 29 15/09/2027
Furnas Centroeste de Minas BNDES SPE 49,00 % 13.827 8.929 89 15/04/2023
Furnas Rei dos Ventos 1 Eolo BNDES SPE 24,50 % 30.851 26.829 268 15/10/2029
Furnas Brasventos Miassaba 3 BNDES SPE 24,50 % 30.984 26.936 269 15/10/2029
Furnas Rei dos Ventos 3 BNDES SPE 24,50 % 32.533 28.276 283 15/10/2029
Furnas IE Madeira BASA SPE 24,50 % 65.415 77.112 771 10/07/2032
Furnas IE Madeira BNDES SPE 24,50 % 455.504 376.324 3.763 15/02/2030
Furnas IE Madeira
Emissão de
Debêntures SPE 24,50 % 85.750 122.200 1.222 18/03/2025
Furnas Teles Pires BNDES SPE 24,50 % 296.940 336.361 3.364 15/02/2036
Furnas Teles Pires
BNDES/Banco do
Brasil SPE 24,50 % 294.000 333.196 3.332 15/02/2036
Furnas Teles Pires
Emissão de
Debêntures SPE 24,50 % 160.680 197.578 1.976 31/05/2032
Furnas Caldas Novas Transmissão BNDES SPE 49,90 % 2.418 1.759 18 15/05/2023
Furnas Caldas Novas Transmissão BNDES SPE 49,90 % 5.536 4.655 47 15/03/2028
Furnas Belo Monte Transmissora de Energia S.A.
State Grid Brazil
S.A. Empresarial 100,00 % 294.700 318.471 3.185 28/07/2029
Furnas Belo Monte Transmissora de Energia S.A. ABC SPE 24,50 % 18.375 19.264 193 31/05/2017
Furnas Belo Monte Transmissora de Energia S.A. Banco da China SPE 24,50 % 6.125 6.310 63 30/04/2017
Furnas Belo Monte Transmissora de Energia S.A. PINE SPE 24,50 % 6.125 6.313 63 31/05/2017
Furnas Belo Monte Transmissora de Energia S.A.
Banco de
Construção da China SPE 24,50 % 93.100 96.894 969 31/03/2017
Furnas Belo Monte Transmissora de ICBC SPE 24,50 % 9.800 9.849 98 30/06/2017
F-136
Empresa Projeto
Banco
Financiador Modalidade
Participação
da Empresa
Valor do Financiamento
Saldo Devido em 31/12/2016
Saldo garantidor Eletrobras
Fim da Garantia
Energia S.A.
Furnas Mata de Santa Genebra
Emissão de
Debêntures SPE 49,90 % 234.031 244.019 2.440 30/06/2017
Furnas Plano de Investimento 2012-2014 BNDES Empresarial 100,00 % 441.296 224.125 2.241 15/06/2029
Furnas Empresa de Energia São Manoel BNDES SPE 33,33 % 437.996 345.656 3.457 12/12/2038
Furnas Empresa de Energia São Manoel
Emissão de
Debêntures SPE 33,33 % 93.332 98.119 981 15/12/2018
Amazonas Amazonas
Reconhecimento da
Dívida -
Petrobras/BR Empresarial 100,00 % 2.405.979 2.831.333 28.313 30/01/2025
Eletroacre Eletroacre
Reconhecimento da
Dívida -
Petrobras/BR Empresarial 100,00 % 91.774 82.979 830 30/01/2025
Boa Vista Boa Vista
Reconhecimento da
Dívida -
Petrobras/BR Empresarial 100,00 % 19.320 16.101 161 31/12/2024
Cepisa Projeto Corporativo CEF Empresarial 100,00 % 94.906 50.749 507 30/08/2026
Ceal Projeto Corporativo da Ceal Banco IBM S/A Empresarial 100,00 % 10.736 6.742 67 31/12/2019
Total 47.014.782 44.813.837 448.138
A Empresa incluiu no item de outros passivos, no passivo não circulante, o valor justo das somas garantidas pela Empresa sobre
recursos já liberados pelos bancos de financiamento. A provisão é baseada no valor justo da garantia da Eletrobras, conforme
mostrado abaixo:
Valor Provisionado:
Garantia devidas em 31/12/2013 272.795
Alterações de período 115.165
Garantia devidas em 31/12/2014 387.960
Alterações de período 30.266
Garantia devidas em 31/12/2015 418.226
Alterações de período 29.912
Garantia devidas em 31/12/2016 448.138
a) UHE Simplício - projeto da subsidiária Furnas, com uma capacidade de geração instalada de 333,7 MW*. O projeto tem 100% de
participação Furnas. Portanto, a garantia da Empresa é de 100% do financiamento.
b) UHE Jirau - SPE Energia Sustentável do Brasil, constituída pelas controladas Eletrosul, CHESF e GDF Suez Energy, com
capacidade instalada de 3.750 MW*. Para o projeto, foram tomados dois empréstimos com o BNDES, um direto e o outro
indireto, por meio de bancos intermediários, a serem pagos em 240 meses. A empresa está garantindo a participação de cada uma
de suas controladas -Eletrosul (20%) e CHESF (20%).
c) UHE Santo Antônio - SPE Santo Antônio Energia, constituída por FURNAS, CEMIG, Fundo de Investimentos em Participação
Amazônica Energia - FIP, Construtora Norberto Odebrecht S/A, Odebrecht Investimentos em Infraestrutura Ltda. e Andrade
Gutierrez Participações S/A, com uma capacidade instalada de 3.568 MW*. A Empresa é uma parte interveniente anuente no
financiamento com o BNDES e com o Banco da Amazônia, sendo sua intervenção limitada à participação de FURNAS (39%).
d) UHE Foz do Chapecó - SPE Foz do Chapecó Energia, cuja usina elétrica possui uma capacidade instalada de 855 MW*, tendo a
Empresa como garantidora dos instrumentos contratuais junto ao BNDES, totalizando, em substituição ao Financiamento
Bancário previamente contratado, limitado ao percentual de FURNAS na SPC (40%).
e) Norte Brasil Transmissora de Energia - SPC, com participação da Eletronorte (24,5%) e Eletrosul (24,5%) e que possui como objetivo a
implementação, operação e manutenção da linha de transmissão Porto Velho/Araraquara, com uma extensão de 2.375 km*.
F-137
f) Manaus Transmissora de Energia - SPC, que possui a participação da Eletronorte (30%) e CHESF (19,5%) tendo por objetivo
implementar e operar 4 subestações e uma linha de transmissão de 585 km (LT Oriximiná/Itacoatiara/Cariri). A empresa presta
garantias com relação a dois empréstimos nesse projeto (BASA e BNDES).
g) IE Madeira - SPC Interligação Elétrica, com participação de FURNAS (24,5%) e CHESF (24,5%). Neste projeto, há uma
contragarantia da Empresa nos Contratos de Financiamento Bancário, em garantia do empréstimo de curto prazo do BNDES,
limitada à participação de suas controladas. Há também um empréstimo de curto prazo do BNDES, em que a empresa atua como
uma parte interveniente na proporção de suas subsidiárias.
h) UHE Belo Monte - SPC Norte Energia, com uma capacidade instalada de 11.233 MW*, da CHESF (15%), Eletronorte (19,98%)
e Eletrobras (15%) além de outros parceiros. A prestação de garantia da Empresa em favor da SPC para as obrigações pela
seguradora JMALUCELLI, nos termos do contrato de seguro garantia. A Empresa também está envolvida em um contrato de
empréstimo de curto prazo com o BNDES.
i) Angra III - a empresa é a garantidora para o financiamento da Eletronuclear com o BNDES, para construir o projeto corporativo
da UTN Angra III.
j) Norte Energia S.A. - Uma empresa de capital fechado e propósito específico com o objetivo de realizar todas as atividades
necessárias à implantação, manutenção e exploração da Usina Hidrelétrica de Belo Monte (UHE Belo Monte). A Empresa detém
49,98% do capital social da Norte Energia.
k) Teles Pires - sociedade de propósito específico, com participação da Eletrosul (24,5%), Furnas (24,5%), Neoenergia (50,1%) e
Odebrecht Energia (0,9%). Ela tem uma potência instalada de 1.820 megawatts, suficiente para abastecer 5 milhões de habitantes.
l) Amazonas D - uma empresa de capital fechado, subsidiária da Empresa. Agindo como responsável pela prestação do serviço
público de distribuição de energia elétrica a 22 cidades do estado do Amazonas.
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes
F-138
NOTA 23 - DEBÊNTURES Empresa controladora Emissora
Data de emissão Principais características
Taxa de juros Vencimento
Saldo em 31/12/2016
Saldo em 31/12/2015
Eletronorte Emitido pela ETE (incorporada pela
Eletronorte em março de 2014)
06/2011 Subscrição particular da primeira emissão da
Controladora efetuada para o Fundo de
Desenvolvimento Amazônia (FDA) e
custodiada pelo contratante, Banco da
Amazônia SA, com garantia real e caução,
em quatro séries, todas conversíveis em
ações da SPE, com ou sem direitos de voto.
TJLP + 1,65%
a.a.
10/07/2031 201.375 219.803
Eletrosul SPE Chuí IX - 1ª Emissão 20/10/2014 Debênture simples, não conversível em
ações, em série única, não garantido, com
garantia adicional sujeita a distribuição
pública com esforços restritos de
distribuição.
100% CDI +
aumento de
1,90% a.a.
18/01/2016 - 25.807
Eletrosul SPE Chuí IX - 2ª Emissão 20/05/2015 Debênture simples, não conversível em
ações, em série única, não garantido, com
garantia adicional sujeita a distribuição
pública com esforços restritos de
distribuição.
100% CDI +
aumento de
3,45% a.a.
18/01/2016 - 11.355
Eletrosul SPE Hermenegildo I - 1ª Emissão 20/10/2014 Debênture simples, não conversível em
ações, em série única, não garantido, com
garantia adicional sujeita a distribuição
pública com esforços restritos de
distribuição.
100% CDI +
aumento de
1,90% a.a.
18/01/2016 - 81.751
Eletrosul SPE Hermenegildo I - 2ª Emissão 20/05/2015 Debênture simples, não conversível em
ações, em série única, não garantido, com
garantia adicional sujeita a distribuição
pública com esforços restritos de
distribuição.
100% CDI +
aumento de
3,45% a.a.
18/01/2016 - 33.073
Eletrosul SPE Hermenegildo II - 1ª Emissão 20/10/2014 Debênture simples, não conversível em
ações, em série única, não garantido, com
garantia adicional sujeita a distribuição
pública com esforços restritos de
distribuição.
100% CDI +
aumento de
1,90% a.a.
18/01/2016 - 81.751
Eletrosul SPE Hermenegildo II - 2ª Emissão 20/05/2015 Debênture simples, não conversível em
ações, em série única, não garantido, com
garantia adicional sujeita a distribuição
pública com esforços restritos de
distribuição.
100% CDI +
aumento de
3,45% a.a.
18/01/2016 - 17.673
Eletrosul SPE Hermenegildo III - 1ª Emissão 20/10/2014 Debênture simples, não conversível em
ações, em série única, não garantido, com
garantia adicional sujeita a distribuição
pública com esforços restritos de
distribuição.
100% CDI +
aumento de
1,90% a.a.
18/01/2016 - 69.039
Eletrosul SPE Hermenegildo III - 2ª Emissão 20/05/2015 Debênture simples, não conversível em
ações, em série única, não garantido, com
garantia adicional sujeita a distribuição
pública com esforços restritos de
distribuição.
100% CDI +
aumento de
3,45% a.a.
18/01/2016 - 22.222
201.375 562.474
Total do Passivo Circulante 12.442 357.226
Total do Passivo Não Circulante 188.933 205.248
F-139
NOTA 24 - EMPRÉSTIMOS COMPULSÓRIOS
Os Empréstimos Compulsórios sobre o consumo de energia elétrica estabelecidos pela Lei 4.156/1962, a fim de gerar recursos para a
expansão do setor elétrico Brasileiro, foram extintos pela Lei 7.181 de 20 de dezembro de 1983, que estabeleceu a data de
31 de dezembro de 1993 como prazo final para a cobrança.
Na primeira fase desse empréstimo compulsório, que terminou com o advento do Decreto-Lei 1.512/1976, a cobrança do imposto
atingiu muitas classes de consumidores de energia, e os créditos dos contribuintes foram representados por títulos ao portador emitidos
pela Empresa.
A segunda fase, que iniciou com as disposições no supracitado Decreto-Lei, o Empréstimo Compulsório em questão começou a ser
cobrado somente das indústrias com um consumo mensal de energia superior a 2.000 kwh*, e os créditos do contribuinte não foram
mais representados por títulos, mas simplesmente, lançados pela Empresa.
O saldo remanescente do Empréstimo Compulsório, após a quarta conversão em ações, em 30 de abril de 2008, relacionado aos créditos
criados de 1988 a 2004, está registrado no passivo circulante e não circulante, com vencimento iniciando em 2008, e é remunerado a uma
taxa de 6% ao ano, mais correção monetária com base na variação do IPCA-E, e que em 2016 corresponde a R$ 509.133 (R$ 523,635 em
31 de dezembro de 2015), do qual R$ 460.940 são não circulantes (R$ 466.005 em 31 de dezembro de 2015).
As obrigações ao Portador emitidos devido ao Empréstimo Compulsório não são valores mobiliários, não são negociáveis na bolsa de
valores, não são precificados e não são devidos. Desse modo, a administração da Empresa esclarece que a Empresa não possui
debêntures em circulação.
A emissão desses títulos foi legalmente obrigatória, e não uma decisão corporativa pela Empresa. Do mesmo modo, sua tomada por
portadores de títulos não foi um ato de sua vontade, mas um dever legal por força da Lei 4.156/1962.
A CVM (Comissão de Valores Mobiliários) emitiu uma decisão através de seu colegiado no processo administrativo CVM RJ
2005/7230, apresentado por titulares dos referidos valores mobiliários, afirmou em um documento que “as obrigações emitidas pela
Empresa em virtude da Lei 4.156/1962 não podem ser consideradas valores mobiliários de mercado.”
A CVM também compreendeu que não há irregularidade nos procedimentos adotados pela Empresa nas suas Demonstrações
Financeiras, no tocante às obrigações supracitadas, nem na publicação da existência de ação judicial.
A inexequibilidade dessas Obrigações ao Portador foi reforçada por decisões da Suprema Corte, que corroboraram o entendimento de
que esses valore mobiliários prescreveram e não são válidos para garantir execução fiscal.
Portanto, as Obrigações ao Portador emitidas na primeira fase deste empréstimo compulsório, conforme decidido pela CVM, não
devem ser confundidas com debêntures. Ademais, por força das disposições do Artigo 4, § 11 da Lei 4.156/1962, e Artigo 1 do
Decreto 20.910/1932, são inexequíveis, uma condição confirmada no Informativo 344 da Suprema Corte (STJ), que afirma que essas
Obrigações não podem ser utilizadas como garantias para ação de execução fiscal, uma vez que não são líquidas e não são debêntures.
F-140
Dessa forma, as obrigações relacionadas ao Empréstimo Compulsório referem-se a créditos residuais, criados de 1988 a1994, de
consumidores industriais com consumo superior a 2.000 kWh*, na segunda fase deste Empréstimo Compulsório, bem como a juros
sobre esses créditos não reclamados, conforme demonstrado abaixo:
31/12/2016 31/12/2015
CIRCULANTE
Juros a Pagar 48.193 57.630
NÃO CIRCULANTE
Créditos cobrados 460.940 466.005
TOTAL 509.133 523.635
NOTA 25 - CONTA CONSUMO DE COMBUSTÍVEL - CCC
A Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), criada pelo Decreto 73.102, de 7 de novembro de 1973, destina-se a combinar o rateio
de custos de consumo de combustível na geração de energia termoelétrica, especialmente na região Norte do país.
De acordo com a Lei 8.631, de 4 de março de 1993, a Empresa administra as quantias cobradas pela concessionária do serviço público
de energia elétrica e efetua o crédito na Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) para as taxas anuais alocadas em gastos com
combustíveis para a geração de energia elétrica. As quantias registradas na rubrica ativo circulante, em contrapartida ao passivo
circulante, são recursos disponíveis, mantidos em uma conta vinculada, e os valores não pagos pelas concessionárias.
31/12/2016 31/12/2015
Ativos circulantes 195.966 195.966
Ativos Não Circulantes 6.919 13.331
Total 202.885 209.297
Passivos circulantes - - Passivos não circulantes 482.179 452.948
Total 482.179 452.948
A promulgação da lei 12.783/2013 extinguiu a natureza obrigatória da contribuição para este encargo, para concessionárias do serviço
público de energia elétrica.
Em 23 de junho de 2016, a Medida Provisória nº 735 estabelece que, a partir de 1º de janeiro de 2017, as atividades relacionadas à
gestão e administração dos fundos do setor RGR, CDE e CCC serão transferidas para a Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE). Em 17 de novembro de 2016, esta medida provisória foi convertida na Lei 13.360, estabelecendo que as atividades
relacionadas à gestão e administração destes fundos deverão ser transferidas para a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
(CCEE) até 30 de abril de 2017.
F-141
NOTA 26 - TRIBUTOS A RECOLHER E IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL
26.1 - Tributos a recolher
31/12/2016 31/12/2015
Passivos circulantes:
Impostos de renda retidos na fonte (IRRF) 288.537 239.721
PASEP e COFINS 314.435 577.998
ICMS 214.385 211.659
PAES/REFIS 175.462 185.441
Parcela IR/CS 37.679 - INSS/FGTS 134.907 139.792
ISS 41.585 40.844
Outro 129.099 161.123
Total 1.336.089 1.556.578
31/12/2016 31/12/2015
Passivos não circulantes:
PASEP e COFINS 204.284 75.323
PASEP e COFINS deferidos 40.319 181.991
PAES/REFIS 589.200 595.691
Parcela IR/CS 135.016 - INSS/FGTS 32.847 31.884
Outro 58.214 15.420
Total 1.059.880 900.309
26.2 - Imposto de renda e contribuição social
31/12/2016 31/12/2015
Passivos circulantes:
Imposto de renda corrente 447.236 431.712
Contribuições sociais correntes 159.612 149.632
606.848 581.344
Passivos não circulantes:
IRPJ/CSLL deferidos 8.305.606 1.003.796
26.3 - Conciliação da despesa com imposto de renda e contribuição social
31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014
IRPJ CSLL IRPJ CSLL IRPJ CSLL
Lucro (prejuízo) antes de IRPJ e CSLL 12.182.725 12.182.725 (11.207.024 ) (11.207.024 ) (4.457.135 ) (4.457.135 )
Base tributária
Total de IRPJ e CSLL calculados a 25% e 9%, respectivamente (3.045.681 ) (1.096.445 ) 2.801.756 1.008.632 1.114.284 401.142
Efeitos das adições e exclusões Receita de dividendos 25.838 9.301 15.563 20.350 25.555 9.198
Método de Equivalência Patrimonial 801.378 288.496 132.862 47.830 (304.210 ) (109.516 )
Compensação de perdas tributárias 172.498 62.099 - - - -
Estabelecimento de créditos tributários 500.021 180.007 - - - - Impostos deferidos não
reconhecidos/baixados (4.044.525 ) (1.465.668 ) (4.001.603 ) (1.402.293 ) (2.805.474 ) (1.086.660 )
Impostos deferidos reconhecidos de exercícios fiscais anteriores - - - - 812.366 294.192
Incentivos fiscais 185.217 - 18.088 - 111.197 2.075 Doações (35.439 ) (12.758 ) - - - -
Outras adições e exclusões (781.878 ) (253.278 ) 476.987 171.715 (121.746 ) (42.921 )
Receita (despesas) total de IRPJ e CSLL (6.222.572 ) (2.288.246 ) (556.347 ) (153.765 ) (1.168.029 ) (532.490 )
Alíquota efetiva -51,08 % -18,78 % 4,96 % 1,37 % 26,21 % 11,95 %
26.4 - Incentivos Fiscais - SUDENE
A Medida Provisória 2.199-14, de 24 de agosto de 2001, alterada pela Lei 11,196, de 21 de novembro de 2005, permitiu às empresas
situadas na Região Nordeste com empreendimentos no setor de infraestrutura considerados por ato do poder Executivo prioridade para
o desenvolvimento regional, para reduzir o valor do imposto de renda devido para fins de investir em projetos de instalação, expansão,
modernização ou diversificação.
F-142
No que diz respeito aos contratos de concessão nº 006/2004 de geração, e 061/2001 de transmissão (assinados por CHESF), o direito
ao incentivo reduzindo 75% do imposto de renda abrange os anos de 2008 a 2017. Para contratos de transmissão números 008/2005 e
007/2005, o direito ao incentivo de redução foi concedido para o período de 2011 a 2020. Para contratos com incentivo fiscal, a
alíquota do imposto de renda de 25% passa a ser 6,25%.
26.5 - Plano de pagamento especial - PAES
As controladas Furnas, Eletrosul, Eletroacre e Distribuição Alagoas escolheram refinanciar as dívidas fiscais. O prazo financiado é
limitado a 180 meses e o saldo devedor é corrigido pela taxa de juros de longo prazo (TJLP) e taxa SELIC.
26.6 - Programa de Recuperação Fiscal (REFIS) - Lei nº 12.865/2013
Em 30 de dezembro, 2013, Furnas escolheu o REFIS, para os processos relacionados ao PASEP, COFINS e PASEP/COFINS.
O prazo de financiamento é limitado a 180 meses e o saldo devedor é corrigido pela SELIC.
26.7 - PASEP e COFINS deferidos em Variação Cambial Estrangeira Ativa
Em 1º de abril de 2015, o Decreto nº 8.426 foi publicado, que restabeleceu as alíquotas de 0,65% e 4%, respectivamente, do
PIS/PASEP e da COFINS sobre as receitas financeiras auferidas pelas pessoas jurídicas sujeitas ao regime de incidência não
cumulativa, com validade a partir de 1º de julho de 2015.
No entanto, com o advento do Decreto nº 8.451, publicada em 19 de maio de 2015, o Governo Federal restabeleceu as alíquotas de
PIS/PASEP e COFINS sobre a receita financeira de desvios monetários a zero, em razão da taxa de câmbio, derivada de: (i) operações
de exportação de bens e serviços no exterior; e (ii) obrigações contratadas pela pessoa jurídica, incluindo empréstimos e
financiamentos.
Uma vez que o Decreto nº 8.451 estabeleceu que a taxa de zero será mantida apenas para as operações acima mencionadas, a
Controladora, ao liquidar as transações correspondentes, recolhe agora as contribuições PIS/PASEP e COFINS devidas sobre as
variações monetárias derivadas da flutuação da moeda estrangeira observada nos contratos de empréstimo outorgados pela Empresa.
Nesse contexto, devido ao diferimento da tributação sobre as variações cambiais na liquidação, a Controladora mantém no passivo não
circulante a longo prazo do PIS/PASEP e COFINS, em 31 de dezembro de 2016, os montantes de R$ 311 (R$ 25.440 em 31 de
dezembro de 2015) e R$ 1.911 (R$ 156.551 em 31 de dezembro de 2015), respectivamente.
F-143
NOTA 27 - ENCARGOS SETORIAIS
31/12/2016 31/12/2015
PASSIVO CIRCULANTE
Taxa RGR 56.083 154.753
Taxa CDE 53.733 38.979
Taxa do PROINFA 14.152 45.819
Compensação pela utilização de recursos hídricos 72.456 56.932
Taxa de Inspeção de Serviços de Eletricidade 29.819 5.223
Pesquisa e Desenvolvimento (R&D) 126.071 356.920
Programa de Eficiência Energética (PEE) 258.590 24.397
Outro 36.297 12.377
647.201 695.400
PASSIVOS NÃO CIRCULANTES:
Taxa RGR 21.093 8.184
Pesquisa e Desenvolvimento (R&D) 528.865 404.623
Programa de Eficiência Energética (PEE) 65.295 49.388
615.253 462.195
TOTAL 1.262.454 1.157.595
27.1 - Reserva Global de Reversão - RGR
Concessionárias do Serviço Público de Energia Elétrica são responsáveis por contribuir para a formação da RGR, mediante o
pagamento de uma quota denominada Reversão e Assunção do Controle de Serviços de Energia Elétrica, de até 2,5% do valor dos
investimentos feitos por concessionárias e titulares de licenças, limitado a 3% da receita anual. O valor da ação é calculado como um
componente do custo do serviço da concessionária.
Concessionárias pagam a sua quota anual para o Fundo, que não é controlado pela Empresa, em uma conta bancária anexa
administrada pela Empresa, que administra a conta dentro dos limites estabelecidos pela Lei 5.655/1971 e alterações posteriores,
também não refletidas nas Demonstrações Financeiras da Empresa, já que é uma entidade independente da Empresa.
De acordo com artigo 20 da Lei nº 12.431, de 2011, esta taxa foi prorrogada até 2035, ao passo que originalmente tinha sido
estabelecida para terminar no final de 2010. Com a publicação da Lei 12.783/2013, a partir de 1º de Janeiro de 2013, os seguintes já
não eram obrigados a pagar para a RGR anualmente:
a) concessionárias e permissionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica;
b) concessionárias do serviço público de transmissão de energia elétrica ofertadas após 12 de Setembro de 2012; e
c) concessionárias do serviço público de transmissão e geração de energia elétrica renovado de acordo com a Lei 12.783/2013.
27.2 - Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)
A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) destina-se a promover o desenvolvimento de energia nos estados, projetos para
universalizar os serviços de energia elétrica, o programa para subsidiar consumidores de baixa renda, e a expansão da rede de gás
natural para atender estados que ainda não tenham oleodutos.
A CDE foi criada em 26 de abril de 2002, com duração de e é administrada pela Empresa, cumprindo um programa estabelecido pelo
Ministério das Minas e Energia, e não afeta os resultados da Empresa.
F-144
A CDE também é utilizada para garantir a competitividade da energia produzida a partir de fontes alternativas (eólica, pequenas usinas
hidrelétricas e biomassa) e do carvão mineral nacional.
Iniciando em 2013, como um dos instrumentos para permitir uma redução nas contas de energia, essa contribuição foi reduzida para
25% da taxa atual.
27.3 - PROINFA
O programa do governo Federal para o desenvolvimento de projetos para diversificar a rede de energia elétrica do Brasil e incentivar
fontes alternativas de energia elétrica, criado pela Lei 10.438, de abril de 2002, é gerenciado pela Empresa e busca soluções regionais
para o uso de recursos energéticos renováveis.
O PROINFA estabelece a operação de 144 usinas, totalizando 3.299,40 mW* de capacidade instalada. As usinas no programa são
responsáveis pela geração de aproximadamente 12.000 GWh/ano - um valor capaz de abastecer por volta de 6,9 milhões de
residências e equivalente a 3,2% do consumo total anual no país. Os 3.299,40 mW* contratados são divididos em 1.191,24 mW* de
63 Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), 1.422,92 mW* de 54 parques eólicos e 685,24 mW* de 27 usinas de biomassa. Essa
energia é contratação garantida por 20 anos pela Empresa. As operações realizadas nos termos do PROINFA não afetam os resultados
da Empresa (que é responsável pelo pagamento).
(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes
27.4 - Compensação financeira pelo uso de recursos hídricos
A compensação financeira pelo uso de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica foi instituída pela Constituição
Federal de 1988, e é um percentual que as concessionárias de geração hidrelétrica pagam pelo uso dos recursos hídricos. A ANEEL
gerencia a cobrança e distribuição de recursos entre os beneficiários: Estados, cidades e entidades diretamente gerenciadas pelo
Governo Federal.
Conforme estabelecido pela Lei 8.001, de 13 de março de1990, com as alterações feitas pelas Leis 9.433/1997, 9.984/2000 e
9.993/2000, 45% dos recursos são destinados para cidades afetadas pelos reservatórios de UHE, enquanto que os estados têm direito a
outros 45%. O Governo Federal recebe 10% do total. Geradores caracterizados como Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) estão
isentos do pagamento dessa compensação financeira.
As concessionárias pagam 6,75% do valor da energia produzida como Compensação Financeira.
27.5 - Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica
A Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) foi criada pela Lei 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e regulada
pelo Decreto 2.410, de 28 de novembro de 1997, para criar receita para a Agência Nacional de Energia Elétrica, para cobrir suas
despesas operacionais e administrativas.
A TFSEE equivale a 0,5% do valor econômico adicionado pela concessionária, titular permitido ou titular autorizado, incluindo nos
casos de produção independente e autoprodução, a exploração de serviços e instalações de energia elétrica.
F-145
A TFSEE é devida desde 1º de janeiro de 1997, e é definida anualmente pela ANEEL e paga em doze parcelas mensais.
27.6 - Pesquisa e Desenvolvimento- P&D
As concessionárias de energia elétrica são obrigadas anualmente a investir o montante de pelo menos 1% de sua receita operacional
líquida ajustada em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico, nos termos da Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000.
Os recursos de P&D destinam-se a custear os estudos e pesquisas sobre planejamento e expansão do sistema energético, bem como
sobre inventário e viabilidade necessários para aproveitar o potencial hidrelétrico.
Cumprindo com a ordem dos referidos dispositivos legais, em contrapartida às entradas registradas no passivo em pesquisa e
desenvolvimento, é uma dedução da receita operacional.
NOTA 28 - REMUNERAÇÃO AOS ACIONISTAS
31/12/2016 31/12/2015
Circulante
Dividendos não reclamados 25.312 40.518
Dividendos retidos de anos anteriores 1.837 3.004
Dividendos mínimos obrigatórios do exercício social 435.742 - 462.891 43.522
28.1 - Dividendos retidos de exercícios anteriores
Em Janeiro de 2010, o conselho de administração da Empresa ordenou o pagamento do saldo da Reserva Especial de Dividendos Não
Distribuídos, em quatro parcelas anuais a partir do exercício fiscal de 2010, inclusive.
28.2 - Dividendos não reclamados
O saldo da remuneração aos acionistas, demonstrado no passivo circulante, contém o montante de R$ 24.339 (R$ 40.518 em 31 de
dezembro de 2015) com a controladora e R$ 25.312 (R$ 41.333 em 31 de dezembro de 2015) no consolidado, referente à remuneração
não reclamada dos exercícios de 2013, 2014 e 2015. A remuneração de 2011 e período anterior prescreveram, de acordo com o
estatuto social da Empresa.
28.3 - Dividendos mínimos obrigatórios no exercício
O Estatuto Social da Empresa estabelece como dividendo mínimo obrigatório 25% do lucro líquido, ajustado pela legislação
societária, respeitante à remuneração mínima das ações preferenciais das classes A e B, de 8% e 6%, respectivamente, do valor
nominal do capital da Empresa para esses tipos e classes de ações e com a possibilidade de pagamento de juros sobre o capital próprio
(ver Nota 35).
F-146
NOTA 29 - BENEFÍCIOS PÓS-EMPREGO
29.1 - Benefícios pós-emprego
As empresas na Eletrobras patrocinam fundos de previdência para seus funcionários, bem como planos de assistência médica pós-
emprego e seguro de vida em determinados casos. Esses benefícios são classificados como benefícios definidos (DB) e contribuições
definidas (CD).
Devido à estrutura descentralizada da Eletrobras, cada segmento patrocina seu próprio pacote de benefícios dos empregados. Em
geral, o Grupo oferece aos seus aposentados atuais e futuros e seus benefícios dependentes de aposentadoria e assistência médica pós-
emprego e seguro de vida, tal como apresentado no quadro a seguir:
Tipos de benefícios pós-emprego patrocinados pelas empresas do Sistema Eletrobras
Planos de previdência Outros benefícios de aposentadoria
Empresa Plano BD Plano Salarial Plano CD Seguro de Vida Plano de Saúde
Eletrobras X X X X
Amazonas X X
Boa Vista X X X
Ceal X X X
Cepisa X X
Ceron X
CGTEE X
Chesf X X X X
Eletroacre X
Eletronorte X X X X
Eletronuclear X X
Eletrosul X X X
Furnas X X X X
O plano de benefícios de aposentadoria normalmente expõe o Grupo a riscos atuariais, tais como o risco de investimento, risco de taxa
de juros, risco de longevidade e risco salarial.
F-147
Risco de
Investimento
O valor atual do passivo do plano de benefícios de previdência definido é calculado
utilizando uma taxa de desconto determinada devido à remuneração de valores mobiliários
privados de elevada qualidade; se o retorno sobre os ativos do plano for abaixo da taxa, o
plano incorrerá em um déficit. No momento, o investimento do plano está relativamente
equilibrado em ações, instrumentos de dívida e bens imóveis. Devido à natureza de longo
prazo do passivo do plano, o conselho do fundo de previdência considera adequado que uma
parte razoável dos ativos do plano seja investida em ações e bens imóveis, para alavancar o
retorno gerado pelo fundo.
Risco de Taxa de
Juros
Uma redução na taxa de juros dos valores mobiliários irá aumentar o passivo do plano.
Todavia, isso será parcialmente compensado por um aumento no retorno sobre os valores
mobiliários de dívida do plano.
Risco de
Longevidade
O valor atual do passivo do plano de benefícios definido é calculado referenciando a melhor
estimativa da mortalidade dos participantes do plano durante e após o emprego. Um aumento
na expectativa de vida dos participantes do plano aumentará o passivo do plano.
Risco Salarial
O valor atual do passivo do plano de benefícios definido é calculado referenciando os
salários futuros dos participantes do plano. Desse modo, um aumento no salário dos
participantes do plano aumentaria o passivo do plano.
As tabelas abaixo apresentam uma reconciliação do valor presente das obrigações do benefício definido e o valor justo dos ativos
cujos valores estão registrados nos balanços patrimoniais para benefícios de previdência e para todos os outros benefícios pós-
emprego. A seguir, apresentaremos os resultados consolidados do grupo Eletrobras. A avaliação atuarial mais recente dos ativos do
plano e do valor presente da obrigação dos benefícios definidos foi realizada em 31 de dezembro de 2016.
O saldo das obrigações pós-emprego é apresentado a seguir:
Obrigações de benefício pós-emprego - valores reconhecidos nobalanço contábil 2016 2015
Planos de benefícios preidenciários 2.214.342 1.693.130
Planos de saúde e seguro de vida 253.212 272.296
Outras obrigações de benefício pós-emprego 8.093 8.259
Total de obrigações de benefícios pós-emprego 2.475.647 1.973.685
Circulante 107.571 114.861
Não Circulante 2.368.076 1.858.824
F-148
a) Conciliação dos passivos dos planos de previdência e outros benefícios
Planos de benefício de aposentadoria definidos - Valores registrados no balanço
contábil e demonstração de resultados do exercício fiscal 2016 2015 2014
Valor presente das obrigações atuariais parcial ou totalmente cobertas 21.682.893 17.867.309 18.494.073
Valor justo dos ativos do plano (-) (22.025.946 ) (18.905.009 ) (19.300.597 )
Passivos líquidos (ativos) (343.054 ) (1.037.700 ) (806.524 )
Efeito da restrição sobre os ativos 2.077.026 1.890.266 1.916.652
Dívida atuarial contratada entre patrocinador e plano 1.397.984 842.672 1.271.936
Dívida financeira contraída entre patrocinador e plano 15.479 58.543 191.664
Outros benefícios de previdência 171.289 99.214 - Valor dos passivos de benefício de aposentadoria (ativos) 2.214.342 1.693.130 1.885.914
Custo atual líquido de serviço (71.682 ) (53.494 ) (47.310 )
Custo de juros líquidos 103.593 125.220 70.338
Despesa/(Receita) atuarial reconhecida no exercício 31.911 71.727 23.028
Outros benefício de aposentadoria - Valores registrados no balanço contábil e demonstração de resultados do exercício fiscal 2016 2015 2014
Valor presente das obrigações atuariais parcial ou totalmente cobertas 253.212 272.296 374.252
Valor justo dos ativos do plano (-) - - - Passivo/(Ativo) líquido 253.212 272.296 374.252
Valor de passivo/(ativo) de outros benefícios pós-emprego
253.212 272.296 374.252
Custo do serviço corrente 13.711 14.147 19.238
Custo de juros líquidos 35.601 43.639 42.626
Despesa/(Receita) atuarial reconhecida no exercício 49.312 57.786 61.864
b) Divulgação dos Benefícios de Previdência Definidos
Resultados consolidados de benefícios de previdência definidos - conciliação do valor presente das obrigações do benefício definido:
Planos de benefícios definidos previdenciários – Movimentação do valor presente das obrigações
atuariais 2016 2015
Valor das obrigações atuariais no início do ano 17.867.309 18.494.073
Empresa controladora detida para venda (*) - (68.269 )
Custo do serviço corrente 75.475 86.483
Juros sobre obrigação atuarial 2.262.079 2.167.943
Benefícios pagos durante o ano (-) (1.576.185 ) (1.455.594 )
(Ganhos) perdas sobre as obrigações atuariais decorrentes da reavaliação 3.054.215 (1.357.326 )
Perdas (ganhos) atuariais resultantes de alterações dos pressupostos demográficos 213.883 25.321
Perdas (ganhos) atuariais resultantes de alterações dos pressupostos financeiros 2.723.761 (1.309.909 )
Prejuízos atuariais (ganhos) resultantes de ajustes de experiência 116.571 (72.738 )
Valor presente das obrigações atuariais no final do ano 21.682.893 17.867.309
Resultados consolidados de benefícios de previdência definidos - reconciliação do valor justo dos ativos do plano:
Planos de benefícios definidos previdenciários – Movimentação e composição do valor justo
dos ativos 2016 2015
Valor justo dos ativos no início do ano 18.905.009 19.300.597
Empresa controladora detida para venda (*) - (63.327 )
Benefícios pagos durante o exercício (-) (1.576.185 ) (1.455.594 )
Contribuições de participante vertidas durante o exercício 147.157 139.977
Contribuições do empregador vertidas durante o exercício 281.376 211.355
Rendimento esperado dos ativos no ano 2.423.501 2.291.003
Ganho (perda) em ativos do plano (excluindo receitas de juros) 1.845.088 (1.519.001 )
Valor justo dos ativos no final do ano 22.025.946 18.905.009
Rendimento efetivo dos ativos no ano 4.268.589 772.002
* Aquisição/classificação do ativo mantido para venda da subsidiária (ver Nota 42)
F-149
Resultados consolidados de benefícios de previdência definidos - Valores reconhecidos em Outros Resultados Abrangentes:
2016 2015 2014
Outros Resultados Abrangentes (ORA) Acumulados do
Programa de Previdência 3.482.507 2.321.962 1.945.074
2016 2015 2014
Ganhos (perdas) atuariais registrados em ORA no exercício
fiscal, líquido de impostos deferidos - Programa de
Previdência (1.160.545 ) (376.887 ) (1.298.178 )
c) Divulgação de outros benefícios pós-emprego
Resultados consolidados de outros benefícios pós-emprego - reconciliação do valor presente das obrigações de benefícios definidos:
Outros benefícios de previdência - Alterações no valor atual das
obrigações atuariais 2016 2015 2014
Valor das obrigações atuariais no início do ano 272.296 364.821 360.173
Custo do serviço corrente 13.187 14.147 19.260
Juros sobre obrigação atuarial 34.855 43.639 42.604
Benefícios pagos durante o ano (30.013 ) (11.249 ) (14.977 )
(Ganho) perda sobre as obrigações atuariais decorrentes da
remensuração (37.113 ) (139.062 ) (32.808 )
Perdas (ganhos) atuariais resultantes de alterações dos
pressupostos demográficos (3.190 ) (29.682 ) 29.384
Perdas (ganhos) atuariais resultantes de alterações dos
pressupostos financeiros 27.039 (49.624 ) 119.803
Prejuízos atuariais (ganhos) resultantes de ajustes de
experiência (62.580 ) (59.756 ) (181.995 )
Valor presente das obrigações atuariais no final do ano 253.212 272.296 360.173
Resultado consolidado de outros benefícios pós-emprego - Quantias reconhecidas em outros resultados abrangentes:
2016 2015 2014
Outros Resultados Abrangentes (OCI) Acumulados - Outros
benefícios de aposentadoria 9.213 46.326 185.388
2016 2015 2014
Ganhos (perdas) atuariais registrados em OCI do exercício fiscal -
Outros benefícios de aposentadoria 37.113 139.062 32.808
d) Hipóteses atuariais e econômicas
As premissas atuariais apresentadas a seguir são usadas para determinar a obrigação de benefício definido e despesas para o ano.
Hipóteses Econômicas 2016 2015
Taxa de juros de desconto atuarial anual (i) 10,95% a 11,17% 13,16% a 13,27%
Taxa de juros de desconto atuarial anual real 5,70% a 5,91% 7,26% a 7,36%
Aumento médio projetado em salários 4,97% a 9,02% 5,50% a 9,57%
Aumento médio projetado em benefícios 4,97% 5,50%
Taxa anual real de alteração em custos
médicos
0% a 4,43% 0% a 6,18%
Taxa de inflação anual média 4,97% 5,50%
Retornos esperados sobre os ativos do
plano (ii)
10,95% a 11,17% 13,16% a 13,27%
F-150
Hipóteses Demográficas
2016 2015
Taxa de faturamento 0%; GAMA - Volume de Negócios
Esperado; Tabela de Serviço T1 Soft 20%;
80% Tabela de Serviço T1
0%; 2,80%; 80% T1 Tabela de Serviço
Tabela de mortalidade ativa e inativa AT-2000 BASIC; AT-83 BASIC F; AT-
2000 (D10%/D5%/D30%); AT-2000 (soft
10%);
AT-2000; AT-2000 BASIC; AT-83
BASIC F; AT-2000 (D10); AT-2000 (soft
10%); AT-83 BASIC M
Tabela de Mortalidade para Deficientes AT-83; AT-83 (soft 10%); AT-49 DES
2 anos; MI-85; AT-49 M; AT-49 M&F;
AT-49 (M&F) AGR 100%; RP-2000
Deficiente; AT-83M (reparado a 5%); RP
2000 Deficiente M&F; RRB-1983
AT-83; AT-83 (D10); AT-49 DES 2 anos;
MI-85; AT-49 M; AT-49 M&F; AT-49
(M&F) AGR 100%; RP-2000 Deficiente;
AT-83M (reparado a 5%); RP 2000
Deficiente M&F; RRB-1983
Tabela de Invalidez Luz Fraca, Média e Forte; Alvaro Vindas Luz Fraca, Média e Forte; Muller; Álvaro
Vindas; TASA-1927 (30% soft)
% casado na data de aposentadoria 95% 95%
Diferença de idade entre homens e
mulheres
4 anos 4 anos
(i) Taxa de juros de longo prazo
(ii) Representa as taxas de retorno máximo e mínimo de ativos do plano
A definição desta taxa levou em conta a prática de mercado de títulos do governo Federal, de acordo com os critérios recomendados
por padrões nacionais e internacionais, para termos similares àqueles do fluxo de obrigações do programa de benefícios pela duração.
Taxa de retorno esperado global é a média ponderada dos retornos esperados das várias categorias de ativos do plano. A avaliação da
Administração do retorno esperado é baseada nas tendências de retorno históricas e nas previsões de analistas de mercado dos ativos
durante a vigência da respectiva obrigação. O retorno atual dos ativos do plano BD em 31 de dezembro de 2016 era de R$ 263.620
(R$ 153.404 em 2015) na Controladora e R$ 4.268.589 (R$ 772.002 em 2015) no grupo Consolidado.
e) Contribuições do empregador
Em 31 de dezembro de 2016, as contribuições feitas pela Empresa Controladora para a criação de provisões matemáticas de benefícios
do Plano CD atingiram R$ 18.562 (R$ 16.983 em 2015) e R$ 214.783 (R$ 213.626 em 2015) no grupo Consolidado.
Em 31 de dezembro de 2016, as contribuições feitas pela Empresa Controladora para a criação de provisões matemáticas de benefícios
do Plano BD atingiram R$ 45.349 (R$ 15.451 em 2015) e R$ 259.196 (R$ 211.355 em 2015) no grupo Consolidado.
A Controladora espera contribuir com R$ 93.253 para o plano de benefício definido no próximo ano, e R$ 325.635 no Consolidado.
A duração média ponderada da obrigação de benefício definido da Controladora é de 7,49 anos, e a média do grupo Consolidado é
9,42 anos.
Uma análise do vencimento esperado de benefícios não descontado dos planos de benefícios definidos pós-emprego:
F-151
Menos de Entre Entre Mais de
Em 31 de dezembro de 2016 1 ano 1-2 anos 2-5 anos 5 anos Total
Programa de Previdência 1.578.766 1.578.991 4.713.361 32.743.493 40.614.611
f) As projeções atuariais pertinentes para determinar a obrigação definida são: taxa de desconto, custo médico, e mortalidade.
As seguintes análises da sensibilidade foram determinadas com base em mudanças razoavelmente possíveis nas respectivas
projeções que ocorreram no final do período de relatório, as demais projeções permaneceram constantes.
Empresa Controladora
Se a taxa de desconto for 0,25% maior (menor), a obrigação de benefício definido seria reduzido em R$ 39.922 (aumento de
R$ 41.441).
Se os custos médicos forem 0,25% maior (menor), a obrigação de benefício definido aumentaria em R$ 52 (redução de R$ 51).
Se a expectativa de vida aumentar (diminuir) em um ano para homens e mulheres, a obrigação de benefício definido aumentaria
em R$ 48.682 (redução de R$ 49.476).
Consolidado
Se a taxa de desconto for 0,25% maior (menor), a obrigação de benefício definido seria reduzido em R$ 516.154 (aumento de
R$ 538.965).
Se os custos médicos forem 0,25% maior (menor), a obrigação de benefício definido aumentaria em R$ 4.278 (redução de
R$ 4.509). Grupo Consolidado.
Se a expectativa de vida aumentar (diminuir) em um ano para homens e mulheres, a obrigação de benefício definido aumentaria
em R$ 422.940 (redução de R$ 433.452).
A análise de sensibilidade apresentada não pode ser representativa da mudança real na obrigação de benefícios definidos, uma vez que
não é provável que a mudança ocorra em projeções isoladas, considerando que algumas projeções podem estar correlacionadas.
Além disso, quando da apresentação da análise de sensibilidade, o valor presente da obrigação de benefícios definidos foi calculado
utilizando o método de crédito unitário projetado no final do período de relatório, que é equivalente àquele utilizado para calcular o
passivo da obrigação de benefícios definidos contabilizado no balanço patrimonial.
Não houve alteração em relação aos anos anteriores nos métodos e projeções utilizadas para elaborar a análise de sensibilidade.
g) Quantias incluídas no valor justo dos ativos do plano
Categoria do Ativo 2016 2015
Valores Imediatamente Disponíveis 10.361 1.508
Realizável 913.902 888.620
Crédito de Depósitos Privados 364.800 393.107
Investimentos de Renda Fixa 16.409.421 13.723.072
Investimentos de Capital 2.545.552 2.126.328
Investimentos em Fundos 1.231.716 1.159.361
F-152
Categoria do Ativo 2016 2015
Investimentos Imobiliários 823.129 841.652
Investimentos estruturados 451.874 385.741
Empréstimos e Financiamentos 563.357 526.007
Outro 76.172 89.360
(-) Fundos receber de patrocinador (421.767 ) (408.644 )
F-153
Categoria do Ativo 2016 2015
(-) Passivos operacionais (111.563 ) (97.585 )
(-) Passivos contingenciais (503.233 ) (437.104 )
(-) Fundos de investimento (117.356 ) (91.827 )
(-) Fundos administrativos (192.172 ) (167.243 )
(-) Fundos de previdência (18.249 ) (27.344 )
Total de ativos 22.025.946 18.905.009
O justo valor do capital e instrumentos de dívida é determinado com base nos preços de mercado cotados em mercados ativos,
enquanto o justo valor dos investimentos em ações não é baseado nos preços de mercado cotados em mercados ativos.
NOTA 30 - PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIAS
A Empresa e suas controladas estão parcialmente envolvidas em várias ações judiciais perante diversas varas, especialmente nas
esferas trabalhista e cível, que estão em vários estágios.
Na data de fechamento destas demonstrações financeiras, a Empresa tem as seguintes provisões para obrigações legais relacionadas a
ações judiciais, o momento e os montantes de pagamento final dependem dos resultados específicos do tribunal para cada processo:
a) Provisões reconhecidas:
31/12/2016 31/12/2015
CIRCULANTE
Trabalhista 39.373 21.100
Tributário 4.415 - Civil 1.039.687 569.625
1.083.475 590.725
NÃO CIRCULANTE
Trabalhista 1.369.292 984.066
Tributário 586.429 644.466
Civil 17.690.233 11.927.597
19.645.954 13.556.129
20.729.429 14.146.854
Estas provisões durante este período evoluíram da seguinte forma:
Saldo em 31/12/2015 14.146.854
Aditivos 6.598.015
Reversões de provisões (2.721.344 )
Correção monetária 3.505.998
Baixados (60.733 )
Pagamentos (739.363 )
Saldo em 31/12/2016 20.729.429
a.1) Processos cíveis
Empresa Controladora
i. Reclamação de Correção Monetária relativa ao Empréstimo Compulsório
F-154
A empresa está sujeita a uma série de reivindicações relativas à aplicação da correção monetária, especialmente no que se refere aos
critérios aplicados aos créditos contábeis do Empréstimo Obrigatório sobre o consumo de eletricidade.
Essas ações foram criadas a fim de refutar o sistema de correção monetária determinada pela legislação que rege o Empréstimo
Compulsório, e aplicado pela Empresa.
Créditos do empréstimo compulsório foram integralmente pagos pela Empresa ao longo de conversões de ações com correção
monetária com base na legislação.
A diferença foi apresentada ao Superior Tribunal de Justiça (STJ), que definiu que o caso possui mérito. A questão, no entanto, é
atualmente objeto de recurso para o Supremo Tribunal Federal (STF), que está pendente de julgamento.
Apesar dos recursos, em decorrência da decisão do STJ, foi decidido, nos termos do artigo 543-C do Código de Processo Civil de
1973, as reclamações apresentadas, progrediram pelos tribunais e houve vários julgamentos para o pagamento de diferenças
monetárias de ajuste; apesar deste julgamento, não há acordo entre a Eletrobras e as partes autoras para o cálculo de qualquer valor.
No entanto, no terceiro trimestre de 2015, o STJ emitiu decisões definindo os parâmetros para o método de cálculo das reivindicações
julgadas, aceitando alguns, mas não todos, os argumentos da Eletrobras, resultando em desajustes aos métodos de cálculo adotados
pela Eletrobras e a classificação de risco destas reivindicações.
A Empresa mantém provisão para esses processos de natureza civil no montante de R$ 13.901.602 em 31 de dezembro de 2016
(R$ 9.279.041 em 31 de dezembro de 2015) referente a estes processos.
ii. Amazonas GT e Eletrobras
É importante considerar a existência de processos movidos contra a Amazonas GT, onde a Eletrobras foi incluída como ré, uma vez
que apareceu como fiador e principal devedor do Amazonas em vários contratos de fornecimento de energia elétrica.
Estes processos surgem de pagamentos, multas e taxas cobradas por supostos atrasos e inadimplências da Amazonas GT em
conformidade com as obrigações relativas a esses contratos.
Especificamente, nesses contratos de fornecimento de energia em que a Eletrobras é fiadora, a Empresa provisiona R$ 531.198
(R$ 484.254 em 31 de dezembro de 2015), vinculada a ativos do mesmo valor da Amazonas GT.
iii. Amazonas D e Eletrobras
Um procedimento que contesta qualquer atraso no pagamento por parte da Amazonas D à Produtora Independente de Energia (PIE),
Empresa Energética Manauara S/A, como a Eletrobras foi incluída em um papel passivo, devido a ser obrigada como fiadora e
devedora principal deste contrato para o fornecimento de energia, em 31 de dezembro de 2016, a Empresa reconheceu o montante de
R$ 12.635 (R$ 144.487 em 31 de dezembro de 2015) como provisão para esta questão.
F-155
Consolidado
1) CGTEE
O Banco KFW busca recuperar valores da CGTEE em relação a um empréstimo que a KFW alega que a CGTEE é uma fiadora. A
KFW exige os reembolsos devidos (registrados como multas contratuais), os juros sobre os empréstimos vencidos, os juros de atraso
nos pagamentos atrasados e os pedidos de indenização. A CGTEE não reconhece as garantias e é parte em uma ação judicial que
defende a falsidade das garantias. A CGTEE recebeu o Ofício nº 2677/2013/CGCI-DRCI-SNJ-MJ, 12/4/2013, do Ministério da
Justiça, que encaminha a Carta Rogatória notificando a ação de cobrança da KFW em relação ao Tribunal Regional de Frankfurt, para
a garantia de quatro contratos da Usina Termelétrica de Winimport S/A. Três audiências foram conduzidas na Alemanha. O tribunal
decidiu em maio de 2016 a favor da KFW pelo montante de 69.708 euros. A CTEEP interpôs um recurso em junho de 2016. Os
motivos do recurso foram apresentados em setembro de 2016. O próximo passo será a declaração da KFW sobre o recurso. A
probabilidade de o recurso da KFW não ter êxito é mais provável do que o contrário, e, portanto, uma provisão de R$ 235.668 foi
reconhecida em 31 de dezembro de 2016.
2) Chesf
i. Declaração de Nulidade
A Chesf é autora de ação judicial na qual busca a Anulação parcial da adenda (correção analítica de preços do Fator K) referente ao
contrato de construção da Usina Hidrelétrica de Xingó, firmado com o consórcio formado pela Empresa Brasileira de Projetos e
Obras, CONSTRAN S.A. - Construções e Comércio, e Mendes Junior Engenharia S.A. (réus no presente processo). A Chesf solicita o
retorno do dobro dos valores pagos pelo Fator K, avaliado em aproximadamente R$ 350.000 (valores na época, convertidos em reais).
Os mesmos réus, além de contestarem o fato, apresentaram, em paralelo, um pedido reconvencional solicitando a condenação da
Chesf pelos pagamentos devidos decorrentes da mesma adenda contratual não paga oportunamente pela Empresa (desistência parcial
do Fator K entre julho de 1990 e dezembro 1993, nos termos da Lei nº 8.030/1990, e suspensão total do pagamento do Fator K, de
janeiro de 1994 a janeiro de 1996).
Após um longo procedimento em instâncias ordinárias, incluindo uma disputa em relação ao Poder Judiciário responsável pelo seu
processamento e decisão (a Chesf e o Governo Federal, auxiliando no processo, concordando com a competência do Tribunal
Regional Federal da 5ª Região, à luz da Lei nº 8.197/1991, concordou com a competência do Tribunal Estadual, sendo este
entendimento ratificado pelo Tribunal de Justiça de Pernambuco/TJPE - o Superior Tribunal de Justiça/STJ, quando solicitado a
comentar o assunto, não ouviu o correspondente recurso especial por razões exclusivamente processuais), a ação judicial da Chesf foi
indeferida e o pedido reconvencional da parte demandada foi mantido, ambas as decisões foram proferidas pelo TJPE.
A Chesf e o Governo Federal, no decorrer do processo - devido a questões incidentais - e especialmente em sua parte em casos
ordinários, apresentou recursos especiais e extraordinários. No processo principal, o Supremo Tribunal Federal/STF não ouviu o
recurso extraordinário, devido à inexistência de questões constitucionais diretas no litígio. O STJ, em agosto de 2010, negou
provimento ao recurso especial da Chesf (RESP. 726.446), permitindo a apresentação pela Empresa de propostas de reconsideração,
iniciada em dezembro de 2012 e concluída em dezembro de 2013. Ambos foram indeferidos e o objetivo dos Pedidos de
Reconsideração também foram negados. Em seguida, as propostas de reconsideração foram apresentadas em recurso especial. Em
fevereiro de 2016, os pedidos de reconsideração da competência do Tribunal Especial do STJ foram rejeitados integralmente pelo Juiz
Relator,
F-156
Ministro Luiz Felipe Solomon. A Chesf interpôs recurso de regulamentação dessa decisão, que foi negado pelo Tribunal Especial e
está pendente de publicação.
Em dezembro, a Chesf entrou com uma Petição de Proteção Provisória Incidental nos registros do RESP nº 1.530.912/PE, que foi
concedida, proporcionando efeito suspensivo para impedir a execução da sentença proferida pelo TJPE até decisão final do recurso
especial.
Ao mesmo tempo, e desde a conclusão dos processos perante as instâncias ordinárias, o réu vem processando nas instâncias ordinárias
do Poder Judiciário do Estado de Pernambuco diversas iniciativas para promover a execução do montante pleiteado em reconvenção.
Consequentemente, em novembro de 1998 foi protocolado um pedido de execução provisória em relação à ordem provisória de
proteção do tribunal, mas esta iniciativa foi suspensa por despacho do STJ.
Subsequentemente, o mesmo réu formulou um processo de liquidação da decisão temporária que lhe era favorável - e não sem que
anteriormente, por sua vez, tivesse sido negado, por falta de jurisdição, o Tribunal Federal, a decisão foi anulada pelo TJPE no pedido
do demandado -, foi indeferido sem mérito devido à decisão da primeira instância que, quando apelada, foi anulada pelo TJPE, que
confirmou, em grande medida, o recurso (AI 205.097-7), em relação à reivindicação do réu, ratificando, com exclusões, o segundo
relatório pericial final para arbitragem dos montantes apresentados de fato em primeira instância. Além disso, no mesmo processo, e
após a revisão subsequente das diversas moções articuladas por todas as partes no processo, o mesmo TJPE aceitou a alegação da
Chesf até o ponto de excluir da antiga ratificação dos valores o cálculo incorreto acumulado de juros contratuais e legais, reduzindo
assim consideravelmente o valor reconhecido a favor dos réus.
Uma vez que o assunto de liquidação foi revisto nas instâncias ordinárias do Poder Judiciário do Estado ou Permambuco, todas as
partes do processo interpuseram recurso para os tribunais superiores - no caso da Chesf, um recurso especial ao STJ (apontando várias
irregularidades processuais e reduções manifestas ainda legalmente necessárias no montante de liquidação inicialmente ratificado pelo
TJPE) e um recurso extraordinário ao STF (apontando questões processuais relativas a garantias constitucionais fundamentais).
Ressalta-se, ainda, neste mesmo fato - o processo de liquidação - que, independentemente dos recursos especiais e extraordinários
anteriormente referenciados pendentes de reapreciação, há adição legal em curso perante o STJ RESP 1.366.295, onde, já logo após a
validade da Lei. nº 9.469/1997, a competência do processo e julgamento dessa ação judicial foi contestada novamente (Chesf e o
Governo Federal, auxiliando-a no processo, concordam com a competência do Tribunal Federal, o réu considera o Poder Judiciário do
Estado de Pernambuco como competente): no presente recurso, houve uma negação da Segunda Câmara do STJ, seguida de pedidos
de reconsideração. Em março de 2016 houve uma revisão dos pedidos referenciados para reconsideração com resultados idênticos, e
esta decisão foi publicada em dezembro de 2016.
Em agosto de 2013, o réu, após a conclusão do processo de liquidação perante as instâncias ordinárias - e sem prejuízo dos recursos
aos citados tribunais superiores -, tomou a iniciativa perante o 12º Tribunal de Circuito de Recife - PE para promover a execução
provisória dos valores, que referenciados em abril/2015, totalizaram R$ 1.035 milhões. Houve uma determinação on-line do anexo
feito, via Bacenjud, com várias iniciativas de incidência sobre os ativos da CHESF. Até 31 de dezembro de 2015, os valores
bloqueados totalizavam R$ 360 milhões. O consórcio peticionou a solicitação de 25% da faturação da Chesf para ser anexado, e o
montante até então bloqueado foi liberado sem a apresentação de garantias adequadas. Este pedido foi indeferido pelo Tribunal e esta
decisão foi posteriormente confirmada pelo TJPE. Em fevereiro de 2016, uma nova decisão da 12ª Vara de Circuito do Distrito de
Recife concedeu o pedido de fiança de títulos públicos mantidos pela Chesf, para complementar, até o montante da condenação, o
montante já bloqueado. Contra essa medida, foi interposto recurso regulatório junto ao TJPE, pendente de decisão. A Secretaria do
Tesouro Nacional informou a impossibilidade de cumprimento desta determinação e, portanto, o Banco do Brasil e a Caixa
Econômica Federal foram oficialmente informados. Em março de 2016, a Caixa Econômica Federal bloqueou o montante de
R$ 125 milhões, aplicável aos recursos dessa instituição.
F-157
A Chesf apresentou uma queixa em maio de 2016, solicitando a suspensão da execução provisória e, como consequência, as medidas
de bloqueio, uma liminar concedida pelo Juiz Substituto Roberto Maia em 6/6/2016 e revogada em junho de 2016, restabelecendo a
situação de bloqueio, sem, na prática, ter produzido os seus efeitos. Um novo pedido de reconsideração/queixa foi apresentado pela
Chesf em 15/6/2016, recebido como uma queixa em junho de 2016 e foi determinado para enviar uma citação para as partes lesadas.
Dada a adição de novos documentos pela Chesf, o juiz relator Eduardo Augusto Paurá Peres ordenou ao Consórcio que respondesse
sobre os novos documentos, para revisar as reclamações, nos termos do art. 437, §1º, do CPC1 (Código de Processo Civil 1).
A Administração da Empresa, com a assistência de seus consultores jurídicos, atualizou a provisão em seu passivo não circulante no
valor aproximado de R$ 1.169.311 e efetuou outras adições de R$ 117.700 em 31 de dezembro de 2016, referente ao valor da
condenação em honorários de partidos derrotados em favor das partes que se opuseram à Chesf (estas foram fixadas em 10% sobre o
valor da condenação principal, mais R$ 100.000,00), tudo o que antecede sendo tomado especialmente em referência, por um lado, a
decisão proferida pelo TJPE na ação de liquidação (proposta pelo Consórcio Xingó - CBPO/CONSTRAN/Mendes Junior), atualmente
em curso perante o STJ sob o nº RESP 1.530.912, distribuído nesse órgão jurisdicional e ainda aguardando processo e julgamento com
sentença de efeito suspensivo no recurso (há, no mesmo processo, também um Recurso Extraordinário encaminhado ao Supremo
Tribunal Federal) e, por outro lado, os valores nos registros contábeis para os quais (inclusive como levantado no Recurso Especial
referenciado acima) há uma condenação de não ação/não aplicação ao caso. Não há previsão para quando o resultado deste processo
será conhecido.
ii. Ação de Indenização
Processo judicial para a indenização de 14.400 hectares de terra da fazenda Aldeia, foi instaurado no distrito de Sento Sé (BA), em
nome do espólio de Anderson Moura de Souza e sua esposa (distribuição e ação na época sob número 0085/1993, atualmente
0000023-22.1993.805.0242). A sentença na primeira instância aceitou o pedido e condenou a CHESF a pagar a soma de
R$ 50.000 como principal, juros e correção monetária. Em 31 de dezembro de 2008, a CHESF entrou com um recurso junto ao
tribunal estadual da Bahia e o processo foi transferido para a Justiça Federal devido à intervenção do Governo Federal, como
assistente (sendo atualizado sob número 0003437-77.2011.4.01.3305). Em junho de 2011, o recurso interposto pela Chesf foi
parcialmente suspenso, perante o Tribunal Regional Federal da Primeira Região, sendo o recurso negado à parte autora. Em setembro
de 2011, a Ação Rescisória (0054126-49.2011.4.01.0000) foi julgada perante o Tribunal Regional Federal da Primeira Região, que
concedeu liminar em 31 de dezembro de 2011, determinando a suspensão da execução do processo principal, que é continua.
A empresa tem uma provisão de R$ 100.000 em seu passivo não circulante para esta questão. Ação Rescisória ainda estava pendente
de decisão.
F-158
3) Eletronorte
i. Ação de Expropriação - UHE Balbina:
A Empresa instaurou expropriações com a intenção de indenizar os proprietários das áreas afetadas pela formação do reservatória da
Usina Hidrelétrica de Balbina (AM). A maior parte dos processos estão na fase de cumprimento da sentença. Existe uma discussão
referente à legitimidade das escrituras apresentadas pelas partes desapropriadas e, de fato, o Ministério Público Federal instaurou um
processo judicial coletivo contestando essas escrituras, a Empresa aprovisionou R$ 283.428 em 31 de dezembro de 2016 (R$ 375.449
em 31 de dezembro de 2015).
ii. Ação de Indenização - Sul America Empresa Nacional de Seguros
Isso se refere à restituição de valores para a Sul América Empresa Nacional de Seguros, devido ao pagamento feito a Albrás Alumínio
Brasileiro S.A. para a reivindicação incorrida pela interrupção no fornecimento de energia elétrica. A provisão reconhecida em 31 de
dezembro de 2016 era de R$ 237.299 (R$ 236.731 em 31 de dezembro de 2015).
4) Amazonas D
iii. Atrasos nos Pagamentos para Produtores Independentes de Energia
A Empresa é parte em 14 ações judiciais movidas pelos Produtores Independentes de Energia (PIE), GERA - Geradora de Energia do
Amazonas S/A, Breitener Jaraqui S/A, Empresa Energética Manauara S/A e Rio Amazonas Energia S.A., nas quais o seguinte é
contestado: a) anulação da multa aplicada pela Empresa em razão do atraso da PIE no início de sua fábrica; b) cobrança das diferenças
de faturamento da parte do preço da energia relacionada com o fornecimento de combustível processado na exploração da usina,
trazendo questões relativas à fórmula constante do anexo G; e c) cobrança das diferenças de valores resultantes do vencimento do
imposto CPMF.
Devido a novas alterações processuais, os Diretores reavaliaram a probabilidade do processo judicial em conjunto com consultores
jurídicos e, com base em sua melhor estimativa, em 31 de dezembro de 2016, o valor atualizado provisionado para este assunto é de
R$ 965.517.
b) Contingências possíveis:
31/12/2016 31/12/2015
Trabalhista 3.901.704 1.228.770
Tributário 10.431.673 6.253.906
Civil 43.942.534 23.715.573
58.275.911 31.198.249
F-159
b.1) Processos cíveis
Empresa Controladora
i. Empréstimo Compulsório
Esses processos cíveis na Controladora têm como objetivo a aplicação de critérios de atualização monetária referentes a créditos
provisionados do Empréstimo Obrigatório constituído a partir de 1978.
Tais reclamações têm como objetivo contestar a retificação sistemática determinada pela legislação que regula o Empréstimo
Obrigatório e aplicada pela Empresa. Os créditos foram integralmente pagos pela empresa através de conversões de ações, com base
na atualização da legislação vigente.
ii. Reclamações de ação - Class Action
Em 22 de julho de 2015 e 15 de agosto de 2015, duas reclamações de ação de classe de títulos putativos foram registradas contra nós e
alguns de nossos empregados no Tribunal Distrital dos Estados Unidos no Distrito Sul de Nova York (SDNY). Em 2 de outubro de
2015, essas ações judiciais foram consolidadas e o tribunal nomeou como requerentes principais, Dominique Lavoie e a cidade de
Providence. Os requerentes protocolaram um aditivo consolidado à reivindicação em 8 de dezembro de 2015, supostamente em nome
de investidores que compraram nossos títulos de negociação norte-americanos de 17 de agosto de 2010 a 24 de junho de 2010 a 2015,
e protocolaram um segundo aditivo à reivindicação em 26 de fevereiro de 2016.
A segunda reclamação acrescentou que, entre outras coisas, a Eletrobras e os réus individuais sabiam ou deveriam saber sobre a
alegada fraude cometida contra a empresa por um cartel de contratados, bem como subornos e propinas supostamente solicitados e
recebidos pelos empregados da Eletrobras; e que a Eletrobras e os individuais apresentaram declarações e omissões erradas em relação
à alegada fraude; e o preço das ações da Eletrobras diminuiu quando a alegada fraude foi divulgada.
As partes autoras não especificaram um valor para a compensação que elas buscam, tal valor, quando especificado, pode ser relevante
para a Eletrobras. Em 15 de abril de 2016, a Eletrobras apresentou um Pedido de Dispensa à segunda reivindicação aditada, o qual foi
resumido e então completamente apresentado ao Tribunal em 17 de junho de 2016. A Eletrobras está se defendendo vigorosamente
contra as acusações feitas na ação judicial.
Em 9 de março de 2017, foi realizada audiência sobre o Pedido de Dispensa da Eletrobras no processo de Ação Coletiva, eliminando
impedimentos tanto para a parte autora quanto para a Eletrobras, oferecendo a oportunidade de apresentar argumentos orais perante ao
Tribunal, informando o escritório contratado, Davis Polk & Wardell LLP, que o juiz John G. Koeltl concentrou seus esforços em
questionar as partes sobre a existência de materialidade na infração imputada à materialidade da Empresa e à administração.
Nesse contexto, a defesa oral da Eletrobras argumentou que não havia materialidade sob o ponto de vista quantitativo, já que os
impactos nas demonstrações financeiras da empresa não foram significativos. O escritório de advocacia considerou que apenas um
administrador da holding foi citado nas queixas (que ainda não foram julgadas no Brasil em relação à sua culpabilidade), e que é
insignificante em relação ao tamanho da corporação e o pequeno ajuste causado às suas demonstrações financeiras.
Em 27 de março de 2017, foi emitido o resultado da audiência do Pedido de Dispensa e o Tribunal aceitou parcialmente os
argumentos da Eletrobras e parcialmente os argumentos das partes autoras. O processo passará agora para a fase de certificação e
descoberta de classe, sem criar ainda uma obrigação financeira para a Eletrobras.
F-160
A administração da Eletrobras acredita que esses pedidos de ação coletiva, por si só, não criam uma obrigação presente como
resultado de um evento passado. Além disso, como o litígio ainda está em suas etapas preliminares, e o resultado do litígio está sujeito
a uma incerteza considerável, não é possível, nesta fase, para a Administração da Eletrobras estimar com alguma confiabilidade a
perda potencial ou intervalo de perda, se houver, que pode resultar da resolução final desses processos judiciais. Portanto, nenhuma
provisão foi reconhecida nas demonstrações financeiras consolidadas da Eletrobras. Os resultados finais dessas ações judiciais podem
ter um efeito adverso relevante em relação à posição financeira consolidada da Eletrobras, no resultado das operações e nos fluxos de
caixa futuros.
iii. Ressarcimento pela Eletrobras - RGR
Em relação às ações com avaliação de risco para possíveis contingências, destacamos que o processo administrativo conduzido pela
Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, por meio da Portaria nº 63, de 13 de janeiro de 2014, determinou a remuneração da
Eletrobras pela conta da RGR nos valores históricos de R$ 1.924.188 e R$ 113.577, referentes, respectivamente, à amortização do
saldo devedor do financiamento não restituído à RGR e à apropriação dos encargos financeiros do Fundo no período de 1998 a 2011.
O valor atualizado da causa é R$ 2.460.930. Devido à Portaria da ANEEL nº 2.585/16 de 27/09/2016, a decisão foi reformada
definindo que os valores devidos ao Fundo RGR devem ser atualizados pelo juros de 5%, conforme previsto na legislação que rege o
Fundo Setorial.
A referida Portaria determina, ainda, que os valores serão corrigidos com a taxa de referência do Fundo Extra Market do Banco do
Brasil da data em que deveria ter sido devolvido à RGR até a efetiva devolução ao referido fundo setorial. A Eletrobras, em desacordo
em relação à posição contraditória da ANEEL, interpôs recurso administrativo em 24 de janeiro de 2014, alegando que a compensação
se enquadra na prescrição, na inexistência de qualquer ato ilegal praticado por ela e na boa-fé objetiva da gestão dos fundos.
Em 10 de maio de 2016, a ANEEL determinou que os recursos deveriam ser devolvidos pela Eletrobras à RGR, em relação aos fundos
supostamente não transferidos, no âmbito da administração do fundo, conforme a Portaria da ANEEL nº 63/2014. A Eletrobras, em
parecer a respeito da conclusão da Diretoria Executiva da ANEEL sobre o assunto, interpôs recurso para o Poder Judiciário visando a
anulação da conclusão da ANEEL a respeito deste despacho.
Em 9 de agosto de 2016, a Diretoria Executiva da ANEEL aprovou a suspensão até 30 de setembro de 2016 de sua decisão proferida
em 10 de maio de 2016.
Em 27 de setembro de 2016, a Diretoria Executiva da ANEEL determinou que a Eletrobras devesse devolver esses recursos à RGR a
partir de janeiro de 2017, em parcelas mensais.
iv. A taxa de transferência de energia de Itaipu
Em 19 de dezembro de 2013, a ANEEL publicou a Resolução nº 1.674, estabelecendo a taxa de transferência de energia de Itaipu para
2014 no valor equivalente a US$ 26,05 por mês, sem considerar o componente referente ao saldo negativo da conta de negociação de
energia de Itaipu, no valor de R$ 881.785, conforme informado pela Eletrobras.
A Eletrobras, entendendo que a decisão da Agência estava errada, apresentou um pedido de reconsideração em 2 de janeiro de 2014,
alegando que a resolução viola as disposições do Decreto nº 4.550/2002 em diversas disposições e, portanto, é ilegal e contrária aos
princípios da hierarquia das leis e da proibição do enriquecimento ilícito.
F-161
A petição da Eletrobras foi outorgada para reconhecer que os valores correspondentes aos inadimplementos de pagamentos de
distribuidores à Eletrobras devem ser considerados no saldo da conta de energia elétrica de Itaipu, determinando que as despesas
incorridas com dívidas incobráveis e outras dívidas de acionistas poderiam ser compensadas, de forma atualizada, ao definir a taxa de
transferência de energia para o ano de 2015. Em 31 de dezembro de 2016, o valor da causa é de R$ 1.109.973,00.
v. Aquisição de energia da Belo Monte destinada ao ACL
A Eletrobras e suas controladas, CHESF e Eletronorte, detêm 49,98% do capital social da SPE Norte Energia S.A. (NESA), que é
responsável pela construção da usina hidrelétrica de Belo Monte.
Houve desacordo entre os sócios quanto à aplicação da cláusula 6.7 do Acordo de Acionistas, que trata do exercício dos direitos de
preferência para celebrar o contrato de compra pelo preço de R$ 130,00/MWh (em abril de 2010) pela aquisição de 20% da energia
média assegurada pela Eletrobras a partir da energia da Belo Monte destinada ao Ambiente de Contratação Livre - ACL.
Alguns membros da NESA afirmam que a Eletrobras tem a obrigação de comprar essa energia. A Eletrobras entende que não existe tal
obrigação, mas sim um direito de preferência. O Acordo de Acionistas prevê que os conflitos sejam resolvidos por meio de
arbitragem. Desta forma, a Assembleia Geral de Acionistas da Norte Energia S.A. (NESA) deliberou em abril de 2016 devido ao
início deste processo legal.
Neste procedimento de arbitragem, a Eletrobras, em consulta com seus advogados externos, avaliou que é mais provável que ela não
prevaleça no processo de arbitragem e, portanto, não tem uma obrigação legal ou construtiva de um evento passado.
Além disso, caso a Eletrobras não tenha sucesso no processo de arbitragem em andamento, a Empresa estima o potencial de perdas de
até R$ 2,212 bilhões na operação de compra e venda dessa energia, considerando os valores em 31 de dezembro de 2016. Para essa
estimativa, as premissas de preços internamente estabelecidas e o percentual de participação no investimento corporativo da Eletrobras
e suas controladas em Belo Monte foram utilizadas como base do custo de capital da Eletrobras.
Consolidado
1) Distribuidores
Ação movida pela Associação Nacional de Consumidores (ANDECO)
Trata-se de Ação Civil, em andamento na 18ª Vara Cível do Brasil, movida pela ANDECO contra a Eletrobras, a Eletrobras
Amazonas, a Eletrobras Acre, a Eletrobras Alagoas, a CELG, a Eletrobras Piauí, a Eletrobras Rondônia e a Eletrobras Roraima, tendo
atribuído à questão o montante de R$ 27.196.824, resultante da dupla soma de indenização dos supostos valores devidos pelos réus,
conforme quadro abaixo:
F-162
Empresa Perdas Dobra Legal
CELG Distribuição S.A. 3.373.930 6.747.860
Eletrobras Distribuição Acre S.A. 250.570 501.140
Eletrobras Amazonas Distribuição de Energia S.A. 4.813.561 9.627.122
Eletrobras Distribuição Alagoas S.A. 1.948.106 3.896.212
Eletrobras Distribuição Piaui S.A. 1.833.144 3.666.288
Eletrobras Distribuição Rondônia S.A. 1.261.910 2.523.820
Eletrobras Distribuição Roraima S.A. 117.191 234.382
Total 13.598.412 27.196.824
A parte autora alega que, na ausência de reclamação da ANEEL, a cobrança rateada de perdas não técnicas (fraude, roubo, erros de
medição, faturamento e entrega sem mensuração) é imprópria e que, portanto, os distribuidores devem ser condenados a reembolsar
(Indenização Dupla), os valores cobrados no período de 2010 a 2014, de acordo com os respectivos balanços patrimoniais. Ela
também pede a anulação de todas as Resoluções da ANEEL que permitam a coleta e inclusão nas faturas de valores cobrados por
perdas não técnicas.
A parte autora solicitou liminar para suspender a cobrança, bem como suspender as deliberações da ANEEL, permitindo que a petição
fosse negada. O Magistrado determinou a intimação da ANEEL em relação ao seu interesse em fazer parte do processo, a qual
respondeu positivamente, resultando, consequentemente, na negação de competência e na reatribuição do caso ao Tribunal Federal.
Em agosto de 2016, houve uma redistribuição dos autos da 21ª Vara Federal de Brasília com uma ordem inicial mantendo os atos até
então praticados na esfera civil e determinando a intimação da ANEEL e do Governo Federal para apresentar a defesa, com uma
resposta posterior da parte autora.
2) Amazonas D
i. Contrato de Fornecimento de Gás - CIGÁS - Limitação do Volume de Gás
Com relação ao valor da Conta de Consumo de Combustível (CCC) referente aos custos de geração da subsidiária Amazonas
Distribuidora de Energia, existe a possibilidade de não neutralidade no contrato de gás, em decorrência da Portaria Aneel nº 314, de 02
de fevereiro de 2016, que estabeleceu a quantidade de gás natural a ser reembolsada pela CCC em 2016 a um nível inferior à
quantidade diária contratada (“QDC”) de 5.420.000 m3/dia, conforme estabelecido no Contrato de Compra e Venda de Gás Natural
entre a Amazonas Distribuidora e a CIGAS/Petrobras.
Em março de 2017, a ANEEL, através da Resolução Ratificadora nº 2.202/2017, que aprovou o orçamento anual da Conta de
Desenvolvimento Energético - CDE para o ano de 2017, manteve a mesma limitação de reembolso referente ao volume de gás ao
nível de 2016. A Empresa apresentou Pedidos de Reconsideração perante a ANEEL, dadas as limitações orçamentárias impostas por
eles, os quais estão pendentes de análise.
No entanto, no que se refere à limitação do reembolso do volume, a empresa avalia como baixo o risco de materialização do
desembolso financeiro, por entender que a ANEEL não pode criar uma provisão que limite a cobertura do reembolso dos custos de
geração definidos pela Lei nº 12.119/2009 e reforçada pela Lei nº 13.299/2016.
Além disso, esta decisão favorável emitida em segunda instância em um caso semelhante garante à Empresa o reembolso integral dos
custos de geração, eliminando os efeitos das limitações impostas. Em último caso, a Empresa acredita que, no improvável caso de uma
limitação imposta pela ANEEL em relação ao reembolso do Volume de Gás, haveria uma revisão econômico-financeira sujeita à
revisão do contrato de gás relevante ou uma revisão do preço do gás pela ANP para compensar essa disparidade.
F-163
Os valores envolvidos na limitação do reembolso do volume de gás nos exercícios fiscais de 2015 e 2016 são de 340 milhões e
378 milhões, respectivamente.
ii. Reembolso de Petróleo - Resolução Ratificadora da ANEEL nº 427/2011
Com o advento da Medida Provisória nº 466/2009, posteriormente convertida na Lei nº 12.111/2009, a legislação setorial previa que a
CCC reembolsaria não só o custo total do combustível, mas também o custo total da geração de energia dos sistemas isolados,
deduzindo do custo médio da energia determinada para o ambiente regulado. A Lei Regulamentar nº 12.111/2009 e o Decreto nº
7.246/2010 não impôs nem estabelecem qualquer limitação ao reembolso integral.
No entanto, em conjunto com a Lei Regulamentar nº 12.111/2009 e o Decreto nº 7.246/2010, a Resolução Normativa nº 427 da
ANEEL estabeleceu limitações ao reembolso dos custos de aquisição de combustíveis que estabelecem um preço de referência.
A Empresa entende que o reembolso da Conta CCC é um direito líquido e certo, sem qualquer limitação, consequentemente, foi
necessário fazer uma injunção para garantir o ressarcimento previsto na Lei nº 12.111/2009, sem qualquer limitação.
Através deste processo, foi proferida a Decisão de Segunda Instância, que garante à Empresa o reembolso integral dos custos de
geração, rejeitando os efeitos da Resolução Ratificadora da Aneel nº 427/2011. Consequentemente, é atualmente executada pela
decisão que concedeu a injunção solicitada a fim de assegurar o reembolso integral dos custos de consumo de combustível, sem
qualquer limitação. Desta forma, a Empresa permanece totalmente reembolsada por seus custos de geração.
A Empresa entende que o risco de perda do processo é baixo por causa da Decisão já proferida, reforçada pela Lei nº 13.299/2016, que
tem o benefício de fornecer recursos para o pagamento de reembolsos de despesas de aquisição de combustível incorridas até 30 de
abril de 2016 por concessionárias detentoras das concessões previstas na Lei nº 12.111/2009, porém não reembolsadas em razão dos
requisitos econômicos e de eficiência energética a que se refere o § 12º do artigo 3º desta lei.
Desta forma, a Nota Técnica ANEEL nº 331/2016, de 12 de setembro de 2016, também incluiu em seu item ii. 1 - “Alterações da
CCC”, prevê a necessidade de ajustes à Resolução Normativa nº 427/2011, nos termos da Lei nº 13.299/2016, como vemos:
ii.1 Alterações da CCC
a. Como resultado da publicação da Lei nº 13.299, de 21/06/2016, que alterou, dentre outras, as
disposições da Lei nº 12.111, de 9/12/2009, é necessário adequar o ato normativo da ANEEL que
regula a gestão e processamento da CCC.
b. Portanto, tendo em vista a Resolução Normativa nº 427/2011, os pontos a serem revisados são
identificados a seguir. Em primeiro lugar, e sendo apresentado como um item de grande impacto
econômico e financeiro, os distribuidores beneficiados, art. 3 da Lei nº 13.299/2016, que prevê o
reembolso de custos, comprovados, mas não devolvidos de acordo com os requisitos econômicos e de
eficiência energética do § 12 do art. 3 da Lei nº 12.111/2010, incluindo atualizações monetárias, até
30/04/2016.
F-164
Consequentemente, e considerando que a Lei nº 13.299/2016 garante o reembolso integral do custo do combustível até 30 de abril de
2016, o valor estimado em litígio após abril de 2016 é de aproximadamente R$ 96.694.
3) CEAL
Trata-se de um Processo de Ação Coletiva de Consumidores em andamento no 3º Circuito Civil do Distrito de Maceió/AL, proposto
pelo Instituto Sal da Terra, com o objetivo de condenar a CEAL à indenização moral individual no valor equivalente a R$ 10 (dez mil
reais) para cada um dos 30.000 (trinta mil) consumidores afetados pelo envio de uma carta da SERASA informando que seus nomes
seriam listados como inadimplentes.
O fato originador da referida ação decorreu da ação da SERAS, que gerou, sem a autorização ou solicitação da CEAL, as cartas
referenciadas aos consumidores, que, em sua maioria, já haviam pago suas contas de energia elétrica.
A classificação foi feita de forma bastante conservadora, uma vez que várias linhas de defesa surgiram na resposta da CEAL, o que
implicou a dispensa futura do processo, sendo um deles a ilegitimidade passiva da CEAL devido ao fato de que a iniciativa ou
autorização em relação ao envio das cartas informou os consumidores da possibilidade de seus nomes serem listados como
inadimplentes.
Em 10 de fevereiro de 2015, foi realizada uma audiência de reconciliação judicial entre o Instituto Sal da Terra e a CEAL, porém,
nesta audiência, as partes não chegaram a acordo. Nesta mesma audiência, as partes solicitaram ao Magistrado a revisão da petição de
denúncia, bem como a revisão da preliminar, bem como uma apreciação das preliminares levantada na resposta da CEAL, na qual o
Magistrado determinou uma vinda dos autos à conclusão para deliberar sobre o que foi pedido pelas partes na audiência.
O processo foi concluído pelo Magistrado, e desde 10 de fevereiro de 2015 aguarda a decisão judicial, uma vez que a ação já havia
sido respondida pela CEAL, além de que o Instituto Sal da Terra já apresentou sua resposta em relação à resposta da CEAL. O
montante das indenizações individuais solicitadas é de R$ 300.000.
4) Chesf
i. Contabilização e pagamento pela Aneel das operações de mercado.
Um processo judicial instaurado pela AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia (processo nº 2002.34.00.026509-0 - 15º Vara Federal
- DF) busca a contabilização e pagamento pela ANEEL de operações de mercado relacionadas à exposição positiva (lucro) obtida por
não optar pelo benefício (seguro) em dezembro de 2000. A decisão interlocutória proferida no recurso interlocutório interposto sob
Agravo de Instrumento pela AES Sul (Processo nº 2002.01.00.040870-5) protocolado contra a ANEEL resultou em um pagamento de
aproximadamente R$ 110.000 com pagamento estipulado para novembro de 2008.
F-165
Para suspender a execução da dívida, foram adotadas as seguintes medidas legais naquela ocasião: 1) protocolamento da Petição de
Suspensão da Ordem Preliminar no STJ; 2) protocolamento do Mandado de Segurança no Tribunal de Justiça do Distrito Federal -
TJDF e 3) protocolamento de petição postulando a entrada da Chesf no processo, como coautora passiva, conforme necessário. Os
procedimentos 2 e 3 foram aceitos, com a consequente reforma da ordem preliminar e suspensão da dívida em questão. A Chesf se
juntou ao processo como coautora passiva, conforme necessário, e contestou a ação. Em 31 de dezembro de 2011, o Tribunal Regional
Federal da 1ª Região determinou que o mandado de segurança (medida 2), interposto pela Chesf, como admissível e que a AES
protocolasse um Recurso Especial, tendo interposto recurso depois de negado. A ação foi julgada inadmissível e os pedidos de
esclarecimento foram indeferidos, resultando, portanto, na interposição do recurso pela autora. Em 31 de dezembro de 2012, foram
oferecidos contra-argumentos pela Chesf, pendentes dos documentos da TRF - 1ª Região. Em 31 de dezembro de 2013, a TRF - 1ª
Região determinou que o MS protocolado pela Chesf (medida 2) é admissível. Resp da AES, julgado. Mandado de Segurança julgado
procedente. Ação julgada inadmissível, Pedidos de Esclarecimento negados. Em março de 2014, o Recurso interposto pela AES Sul
Distribuidora Gaúcha de Energia foi julgado e concedido pelo TRF da 1ª Região. A Chesf apresentou pedidos de esclarecimento
contra a sentença que concedeu o recurso, o que foi negado. Em 31 de dezembro de 2015, a sentença que negou os pedidos de
reconsideração estava pendente de publicação. A sentença foi publicada em janeiro de 2016. A Chesf e os outros réus interpuseram
recurso com o objetivo de prevalecer sobre o voto dissidente.
Com base na avaliação de seus assessores jurídicos, a administração classificou o risco de perda desta ação judicial como “possível”,
com um valor estimado de R$ 110.000.
ii. Ação civil pública- Polo Sindical dos Trabalhadores Rurais do Submédio São Francisco
Processo judicial trabalhista instaurado pelo Ministério Público Federal na subseção do Judiciário de Paulo Afonso - BA (processo n º
2490-83.2012.4.01.3306), que visa obter uma decisão judicial declarando a inexistência do Aditamento ao Contrato de 1986, assinado
em 1991, entre a Chesf e representantes do Polo da União de Trabalhadores Rurais do São Francisco. O valor atribuído à causa era de
R$ 1.000.000. Foi emitida uma decisão que declarou a nulidade do acordo de 1991 entre a CHESF e o Polo da União, que alterou a
forma de cálculo da VMT para o equivalente a 2,5 salários mínimos, bem como a determinação do pagamento das diferenças
determinadas a partir de 1991, entre o valor efetivamente pago e o valor de 2,5 salários mínimos, corrigidos monetariamente e
acrescidos de juros vencidos para cada família que recebeu ou ainda recebe VMT, pelo período respectivo que o recebeu e que está
sob a jurisdição territorial desta Subseção Judicial, exceto os casos de pessoas reinstaladas que assinaram os termos de um acordo
extrajudicial e o documento público de doação com o pedido, renunciando aos benefícios da VMT, bem como ao direito das partes
interessadas ao recebimento de parcelas afetadas pelo período de cinco anos, a partir do protocolamento do processo. A Chesf e a
MPF apresentaram recursos de apelação, que estão pendentes de julgamento e distribuídos para o juiz do Tribunal Federal de
Recursos, Neviton Guedes - Quinta Câmara, em novembro de 2016. No entanto, em 31 de dezembro de 2016, o relatório e o voto não
foram emitidos.
iii. Instalações Compartilhadas de Geração - ICGs
Processo nº 33328-13.2015.4.01.3400 - 15ª Vara Federal da Seção Judiciária do Distrito Federal. Esta é uma ação civil pública movida
pela ANEEL com o objetivo da Chesf supostos prejuízos que terminaram com usuários finais de eletricidade incorrendo com atrasos
em trabalhos relacionados às chamadas Instalações Compartilhadas de Geração - ICGs. Esta perda soma o montante de R$ 1.470.885.
A Chesf recebeu uma intimação, e apresentou sua resposta em dezembro de 2015, ANEEL apresentou uma resposta. O juiz negou o
pedido da Chesf para a produção de evidências. Em outubro de 2016, o processo referenciado foi concluído para sentença.
F-166
5) Eletronorte
Cobrança pelo CNEC de correção monetária e juros de mora: ação judicial do processo de cobrança pelo CNEC - Consórcio Nacional
de Engenheiros Consultores S.A., com a objeção de receber correção monetária e juros de mora de faturas, devido à correção
monetária desproporcional em relação ao valor real da moeda, por supressão e utilização de índices divorciados da realidade
contratual. A Empresa sustenta que as partes concluíram todos os itens pendentes, mediante a assinatura do “Contrato de
Reconhecimento, Consolidação e Pagamento de Dívidas e outros Contratos” e, que, o direito reivindicado é especificado e removido.
Em 31 de dezembro de 2016, o valor do processo era de R$ 1.093.210 (2015 - R$ 1.090.591).
6) Eletrosul
A Eletrosul detém participação de 49% do valor das ações com possível perda do Consórcio Energético Cruzeiro do Sul - CECS, no
montante de R$ 450.469, cuja discussão principal sobre o possível risco com relação à ação de indenização da autora Mineradora
Tibagiana Ltda. A Mineradora alega que detém uma autorização de trabalho de mineração emitida pelo Departamento Nacional de
Produção Mineral - DNPM e afirma que a autorização de trabalho de mineração obtida prevê legítima posse e domínio na área na
região ao redor do Rio Tibagi. A indenização reivindicada refere-se às perdas alegadas nas atividades de mineração em relação ao
trabalho de construção da Usina. Em 31 de dezembro de 2016, o valor atribuído a esta causa era de R$ 220.730.
b.2) Tributária
Empresa Controladora
Trata-se de um Recurso Especial de Desacordo, interposto pelo Advogado Nacional de Finanças, baseado no Artigo 7, II, dos
Regulamentos Internos da Câmara Superior de Recursos Fiscais, contra a legítima Decisão nº 202-19.201, unânime, da Segunda
Câmara do Primeiro Conselho de Contribuintes.
No caso, uma Notificação de Infração foi entregue à Eletrobras, exigindo o pagamento da COFINS para eventos tributáveis
ocorridos no período de fevereiro de 1999 a novembro de 2002, especificamente com relação a receita financeira auferida de
contratos de financiamento, empréstimo cessão financeira, e flutuações de câmbio, decorrentes de contratos entre a Eletrobras e a
Itaipu Binacional.
A Eletrobras defendeu-se da contestação, alegando que excluiu a receita em questão da COFINS tributável baseada e respaldada
pela Cláusula XII, subseção “b” do tratado Brasil-Paraguai, o qual era objeto do Decreto Legislativo nº 23, de 30/05/73.
Apesar da contestação submetida, a exigência fiscal feita pela Secretaria da Receita Federal do brasil em Brasília foi mantida,
quando a Eletrobras interpôs um recurso voluntário, o qual foi concedido pela 2a Câmara do Conselho de Contribuintes.
O Governo Federal (Finanças Nacional), interpuseram um recurso especial de desacordo, solicitando a anulação da decisão, sendo
que esse recurso aguarda julgamento.
F-167
Desta maneira, a última decisão do Conselho de Contribuintes foi favorável à Eletrobras, e a Empresa considera a decisão
plenamente consistente com a jurisprudência do Supremo Tribunal Federal. O valor do caso em 31 de dezembro de 2016 era de
R$ 475.085 (31 de dezembro de 2015 - R$ 448.841).
F-168
Consolidado
1) Eletronuclear
A ação de fiscalização movida pelo Estado do Rio de Janeiro em 2009, cujo objetivo é o crédito do ICMS - Imposto sobre Circulação
de Mercadorias e Serviços, supostamente incidente na importação de bens cujo processo e número de garantia é 0003767-
29.2009.8.19.0001, totalizou R$ 86.396, atualizada para R$ 100.573.
2) CEAL
Em 19 de abril de 2005, a Secretaria Estadual de Finanças de Alagoas (SEFAZ/AL) interpôs contra a CEAL o Aviso de Infração
nº 99.33828-001.
O aviso de infração impõe à CEAL a cobrança de ICMS incidente sobre prejuízos comerciais decorrentes da operação de atividades
econômicas de distribuição de energia elétrica. De acordo com a Administração Tributária Estadual, o processo decorre do fato de a
CEAL ter fornecido energia elétrica sem a emissão da respectiva documentação fiscal no período de janeiro de 2000 a janeiro de 2005.
A medida cautelar que suspende a exequibilidade do crédito tributário está atualmente em vigor. O processo perante o Magistrado foi
encerrado em 19 de maio de 2014, pendente de decisão judicial, uma vez que a ação foi contestada pelo Estado de Alagoas e pela
CEAL, já tendo sido interposta sua reclamação. O processo foi encerrado pelo Magistrado em 19 de maio de 2014 e está pendente de
decisão judicial, dado que a ação já foi contestada pelo Estado de Alagoas, bem como pela CEAL, que já apresentou sua resposta ao
pleito de contestação. O saldo corrigido em 31 de dezembro de 2016 é de R$ 352.500.
b.2) Trabalhista
i. Ações trabalhistas - Responsabilidade da subsidiária
Estão sendo processadas diversas ações trabalhistas nas quais a Eletrobras é chamada ao processo na qualidade de responsável por sua
subsidiária, decorrente do entendimento em Direito do Trabalho de que a Eletrobras faz parte de um grupo econômico. Neste
processo, a Eletrobras somente será responsável pelo pagamento, no caso do reconhecimento judicial da existência de um grupo
econômico e se o empregador original não efetuar o pagamento, razão pela qual o valor de R$ 2.066.335 é classificado como um
possível risco. Em relação à parte do valor a ser pago, desse valor, haverá ainda a possibilidade de a Eletrobras ser reembolsada pelo
empregador.
Para todas as matérias descritas no item b acima, nenhuma provisão foi reconhecida por ser provável (mais provável que não) de que a
Empresa venha a ser bem-sucedida em sua defesa dessas reclamações e, portanto, não tem uma obrigação legal ou construtiva
resultante de um evento passado.
c) Processos nos quais a probabilidade de uma saída de recursos incorporando benefícios econômicos é considerada remota e também
não resulta no reconhecimento de provisões.
F-169
Chesf
Ação de cobrança em andamento pela Construtora Mendes Júnior S.A., contratada para construir a usina hidrelétrica de Itaparica,
devido a alegados prejuízos financeiros resultantes de um atraso no pagamento de faturas por parte da Empresa. A ação judicial é
considerada por seus administradores e apoiada pelos assessores jurídicos da Empresa como um risco remoto de perda.
Neste processo de cobrança, a empreiteira Construtora Mendes Júnior S.A. obteve uma sentença do 4o Tribunal Civil, que foi
posteriormente anulada, que condenava a CHESF a pagar uma soma que, incluindo honorários advocatícios e correção monetária até
agosto de 1996, calculada pelos critérios determinados pelo tribunal, seria de aproximadamente R$ 7.000.000, soma que não foi
atualizada desde então. O Ministério Público Federal submeteu uma declaração solicitando que todo o processo seja indeferido, e
sobre os méritos, solicitou que seja inadmissível. A empreiteira Construtora Mendes Júnior S.A. interpôs recurso para o Supremo
Tribunal (ARESP) e, em 31 de dezembro de 2012, o Ministério Público Federal emitiu parecer determinando que os recursos fossem
rejeitados e em 31 de dezembro de 2012, nessa instância, o Ministério Público Federal emitiu um parecer opinando sobre a negação do
recurso, julgado inadmissível em setembro de 2014.
Mendes Júnior entrou com um Agravo Regimental, convertido em REsp e apresentado para ser julgado no dia 4 de Dezembro de
2014, com sustentações orais apresentadas por todas partes envolvidas. Mendes Júnior entrou com um Agravo Regimental, convertido
em REsp e apresentado para ser julgado no dia 4 de Dezembro de 2014, com sustentações orais apresentadas pelas partes. Em razão de
o juiz Benedito Gonçalves ter pedido para ver os autos, a sessão foi suspensa e retomada em 18 de Dezembro de 2014, quando a
Primeira Turma, por unanimidade, decidiu rejeitar o Recurso Especial interposto pela Mendes Júnior. A decisão foi publicada em
19 de Março de 2015. Mendes Júnior apresentou pedidos de esclarecimento, que foram negados pelo STJ.
Após a negação dos pedidos, Mendes Júnior interpôs recurso extraordinário, que foi negado, e que foi objeto de um recurso
(ARE 971.889) pendente de julgamento após a distribuição, em que a continuação do recurso foi negada.
Um recurso regulatório foi interposto pela Mendes Júnior, pendente de julgamento. Em 31 dezembro, o processo foi concluído para
sentença.
NOTA 31 - OBRIGAÇÃO DESMOBILIZAÇÃO DE ATIVOS
A Empresa reconhece as obrigações de desativar usinas termonucleares, que consiste em um programa de atividades exigidas pela
Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN), que permite desmantelar estas usinas nucleares com segurança e com um impacto
mínimo sobre o meio ambiente, no final do seu ciclo operacional.
Dadas as características específicas de operação e manutenção de usinas termonucleares, sempre que houver alterações no custo
estimado de desmobilização, devido a novos estudos e novos avanços tecnológicos, os encargos de desmantelamento devem ser
alterados de modo a ajustar o saldo da obrigação à nova realidade.
No cálculo do ajuste ao valor presente da obrigatoriedade de desmobilização, considera-se o custo estimado total para o
desmantelamento, descontado a uma taxa de 6,02% ao ano, o que representa o custo do capital da empresa, desde o final da vida útil
econômica de cada usina até a data do balanço.
F-170
Saldo do passivo, a Valor Presente, em 31/12/2013 1.136.342
Ajuste a Valor Presente/Variação Cambial durante o período 178.138
Saldo do passivo, a Valor Presente, em 31/12/2014 1.314.480
Ajuste a Valor Presente/Variação Cambial durante o período (113.294 )
Saldo do passivo, a Valor Presente, em 31/12/2015 1.201.186
Ajuste a Valor Presente/Variação Cambial durante o período 201.284
Saldo do passivo, a Valor Presente, em 31/12/2016 1.402.470
NOTA 32 - ADIANTAMENTO PARA FUTURO AUMENTO DE CAPITAL
Os recursos vêm do Tesouro Nacional, e são destinados para os projetos abaixo:
31/12/2016 31/12/2015
Contribuição do Governo Federal para o Futuro Aumento de Capital 3.060.373 - Aquisição da Participação Equivalente CEEE/CGTEE 224.097 196.544
Banabuí - Linha de Transmissão de Fortaleza 3.783 3.318
UHE de Xingó 10.629 9.322
Linha de transmissão no Estado da Bahia 1.664 1.459
Fundo Federal de Acesso à Energia Elétrica - Lei 5.073/66 9.863 8.650
3.310.409 219.294
A entrada dos fundos na Empresa nos montantes de R$ 1.000.000 e R$ 970.000 foi aprovada, respectivamente, em 6 de abril e 9 de
setembro de 2016, através de Adiantamentos para Futuro Aumento de Capital (“AFAC”), feitos pela controladora do Governo
Federal. Os recursos referenciados serão destinados à cobertura de despesas de capital para o ano de 2016, previstas no orçamento da
Eletrobras Holding, sendo vedada a utilização desses fundos para transferência, sob qualquer título, para distribuidores subsidiários da
Eletrobras. Em 22 de novembro de 2016, ocorreu uma nova inflixação de recursos na Empresa no valor de R$ 936.180 a título de
AFAC realizada pela União, destinada a viabilizar a execução do Plano Diretor de Negócios e Gestão para o período de 2017 a 2021
(“PNDG 2017-2021”).
Os AFACs realizados em 6 de abril e 9 de setembro de 2016 foram necessários para reforçar as fontes de recursos necessários para o
cumprimento do Programa de Despesas Global (PDG) de 2016, aprovado pelo Decreto nº 8.632, de 30 de setembro de 2015, em
função da frustração de entrada de alguns recursos provisionados originalmente em seu orçamento de capital, tais como: (i) não
recebimento dos dividendos esperados de alguns investimentos por perdas ocorridas no exercício fiscal de 2015; (ii) não recebimento,
até a presente data, dos valores relativos a indenizações adicionais das concessões de geração e transmissão renovadas nos termos da
Lei nº 12.783/2013, em virtude da necessidade de aguardar a aprovação da legislação reguladora pelo Poder Concedente em relação às
condições para o pagamento referenciado; e, (iii) a dificuldade de acesso, neste momento, ao mercado de dívida devido às atuais
condições macroeconômicas e setoriais.
F-171
NOTA 33 - CONTRATOS ONEROSOS
SALDO EM 31/12/2015
CONSTITUIÇÕE
S REVERSÕES
SALDO EM 31/12/2016
Transmissão
Contrato 062/2001 729.478 - (729.478 ) - LT Recife II - Suape II 51.024 - (9.561 ) 41.463
LT Camaçari IV - Sapeaçu 99.080 15.421 - 114.501
Outro 16.467 - (5.946 ) 10.521
896.049 15.421 (744.985 ) 166.485
Geração
Camaçari 80.441 - (80.441 ) - Funil 83.788 - (20.364 ) 63.424
Coaracy Nunes 228.091 142.490 - 370.581
Marimbondo 79.924 155.882 - 235.806
Angra 3 - 1.677.269 (327.028 ) 1.350.241
Outro 130.072 414.241 (57.300 ) 487.013
602.316 2.389.882 (485.133 ) 2.507.065
Distribuição
Ceal - 7.809 - 7.809
Cepisa - 65.382 - 65.382
Ceron - 191.325 - 191.325
Boa Vista 60.120 - (57.897 ) 2.223
Amazonas D - 812.694 - 812.694
60.120 1.077.210 (57.897 ) 1.079.433
1.558.485 3.482.513 (1.288.015 ) 3.752.983
Total do Passivo Circulante 9.073 1.142.502 (57.897 ) 1.093.678
Total do Passivo Não Circulante 1.549.412 2.340.011 (1.230.118 ) 2.659.305
TOTAL 1.558.485 3.482.513 (1.288.015 ) 3.752.983
Saldo em 31/12/2014 PROVISÕES REVERSÕES
Saldo em 31/12/2015
Transmissão
Contrato 062/2001 608.488 120.990 - 729.478
LT Recife II - Suape II 7.657 43.367 - 51.024
LT Camaçari IV - Sapeaçu 2.917 96.163 - 99.080
Outros 13.028 6.108 (2.669 ) 16.467
632.090 266.628 (2.669 ) 896.049
Geração
Camaçari 91.122 - (10.681 ) 80.441
Funil 132.219 - (48.431 ) 83.788
Coaracy Nunes 30.361 197.730 - 228.091
Furnas 168.701 - (168.701 ) - Marimbondo 25.989 53.935 - 79.924
Outros 51.406 78.666 - 130.072
499.798 330.331 (227.813 ) 602.316
Distribuição
Ceal - 60.120 - 60.120
- 60.120 - 60.120
1.131.888 657.079 (230.482 ) 1.558.485
Total do Passivo Circulante (*) 1.687 7.386 - 9.073
Total do Passivo Não-Circulante 1.130.201 649.693 (230.482 ) 1.549.412
TOTAL 1.131.888 657.079 (230.482 ) 1.558.485
F-172
Saldo em 31/12/2013 PROVISÕES REVERSÕES
Saldo em 31/12/2014
Transmissão
Contrato 062/2001 875.272 647.484 (914.268 ) 608.488
Outros - 23.602 - 23.602
875.272 671.086 (914.268 ) 632.090
Geração
Itaparica 863.146 - (863.146 ) - Jirau 711.881 - (711.881 ) - Camaçari 267.117 - (175.995 ) 91.122
Funil 95.903 131.385 (95.068 ) 132.220
Mauá-Klabin 19.853 - (19.853 ) - Coaracy Nunes 88.545 - (58.184 ) 30.361
Outros 30.425 260.138 (44.468 ) 246.095
2.076.870 391.523 (1.968.595 ) 499.798
Distribuição
Intangíveis 295.259 - (295.259 ) - 295.259 - (295.259 ) - 3.247.401 1.062.609 (3.178.122 ) 1.131.888
Total do Passivo Circulante (*) 3.066 221 (1.600 ) 1.687
Total do Passivo Não-Circulante 3.244.335 1.062.388 (3.176.522 ) 1.130.201
TOTAL 3.247.401 1.062.609 (3.178.122 ) 1.131.888
O valor da provisão para contratos onerosos mantidos em 31 de dezembro de 2016, era de R$ 952.728 (R$ 1.270.274 em 31 de
dezembro de 2015) decorrente de contratos de concessão prorrogados pela Lei nº 12.783/13, devido à tarifa determinada apresentando
um desequilíbrio no que diz respeito aos custos operacionais e de manutenção atuais. Diante disso, a presente obrigação de acordo
com cada contrato foi reconhecida e mensurada como uma provisão, e pode ser revertida devido a ajustes na redução de custos e/ou
programa de revisão tarifária.
Angra 3
A Empresa revisou o orçamento total do projeto Angra III e a data prevista para a operação da Usina Nuclear de Angra III foi mudada
para dezembro de 2022. Assim, no exercício de 2016, a Empresa reconheceu uma perda de valor no montante de R$ 2.885.939
(ver Nota 19) do ativo em relação a este projeto e um valor excedente em relação a esse ativo de R$ 1.677.269, reconhecida como um
contrato oneroso.
F-173
NOTA 34 - COMPROMISSOS OPERACIONAIS DE LONGO PRAZO
Os compromissos operacionais de longo prazo da Empresa, principalmente relacionados com contratos de compra de energia elétrica e
combustível, são:
34.1. - Compra de Energia
Empresas 2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022
Amazonas D 796.284 865.926 953.503 1.026.234 1.106.388 3.098.995
CGTEE 228.948 228.948 220.695 220.695 220.696 220.695
Chesf 267.690 267.690 268.420 177.700 177.700 2.130.450
Distribuidora Alagoas 752.200 828.480 902.263 881.572 922.479 922.480
Distribuidora Piauí 854 837 768 774 808 280.767
Distribuidora Roraima - 1.047.758 528.156 - - - Distribuidora Rondônia 1.254.994 1.355.922 1.435.240 - - - Eletrosul 246.262 249.674 240.274 238.361 229.981 2.518.069
Furnas 607.914 610.976 602.903 600.055 593.571 3.220.238
Total 4.155.146 5.456.210 5.152.222 3.145.390 3.251.623 12.391.694
34.2 - Fornecedores de Combustível
Empresas 2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022
Amazonas D 2.964.692 3.104.682 2.987.003 2.754.647 2.878.525 19.497.308
CGTEE 115.345 115.345 115.345 115.345 115.345 230.690
Eletronuclear - - 1.000.000 600.000 316 8.762.700
Total 3.080.037 3.220.027 4.102.348 3.469.992 2.994.186 28.490.698
A atividade principal na compra de combustível está na subsidiária Eletronuclear, que possui contratos assinados com as Indústrias
Nucleares Brasileiras - INB para a compra de Combustível Nuclear para a produção de energia elétrica, para recarregar as usinas
termonucleares (UTN) Angra I e Angra II, bem como implementar a UTN Angra III e reabastece-la no futuro.
A subsidiária Amazonas tem um compromisso de longo prazo com a compra de gás natural para geração de energia termoelétrica com
a Empresa de Gás Natural do Amazonas - CIGÁS. O prazo final do contrato é de 30/11/2030.
34.3 - Venda de Energia
Empresas 2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022
Amazonas GT 558.760 558.760 446.298 319.638 319.638 1.331.970
CGTEE 474.699 474.699 474.699 474.699 474.699 949.398
Chesf 824.510 864.700 864.700 810.660 866.400 10.178.500
Eletrosul 652.352 548.036 493.293 491.945 491.945 7.419.496
Eletronuclear 3.087.989 3.087.989 3.087.989 3.087.989 3.087.989 - Furnas 3.054.451 3.054.451 1.730.187 1.726.353 1.726.353 27.531.632
Distribuidora Rondônia 2.304.857 2.549.537 2.835.530 - - - Total 10.957.618 11.138.172 9.932.696 6.911.284 6.967.024 47.410.996
34.4 - Compromissos Socioambientais
Empresas 2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022
Eletronuclear - 1.136.165 428.893 779.449 348.957 - Eletronorte 20.000 20.000 20.000 20.000 20.000 16.000
Total 20.000 1.156.165 448.893 799.449 368.957 16.000
F-174
Angra 3
Acordos de compromisso assumidos com as cidades de Angra dos Reis, Rio Claro e Paraty, nos quais a Eletronuclear comprometeu-se
a assinar acordos específicos de natureza ambiental relacionados à UTN Angra III, para realizar programas e projetos em
conformidade com as condições estabelecidas pelo IBAMA.
Tucurí
Devido a requisitos legais relativos aos projetos de expansão para a Usina Hidrelétrica de Tucuruí e levantando seus níveis de
reservatórios de 72 a 74 metros, havia uma necessidade de licenciar esta venture perante a Secretaria Estadual do Meio Ambiente
(Sema) para o estado do Pará, e esta agência definiu uma condição para a aprovação da Licença de Instalação (LI) que a Eletronorte
implemente vários programas de compensação e mitigação ambiental.
* Informações não auditadas por auditores independentes
34.5 - Aquisição de Imobilizado e Intangíveis
Empresas 2018 2019 2020 2021
Chesf 398.045 - - - Eletronuclear 2.490.036 471.533 - - Eletrosul 102.039 103.662 122.631 161.188
Total 2.990.120 575.195 122.631 161.188
Contratos firmados com diversos fornecedores para a compra de equipamentos para a substituição de ativos imobilizados,
principalmente para as usinas de Angra 1, Angra 2 e Angra 3, necessárias para a manutenção e operação desses ativos.
A Empresa continua avaliando a continuidade do projeto da Usina Nuclear de Angra III, que pode impactar os compromissos de
aquisição de ativos imobilizados e intangíveis.
34.6 - Aquisição de insumos
Empresas 2018 2019 2020
CGTEE 29.352 29.352 29.352
Total 29.352 29.352 29.352
A subsidiária CGTEE está comprando cálcio para controlar as emissões de resíduos em suas usinas.
34.7 - Compromissos - Reclamações de ação - Class Action
Os valores das associações controladas em conjunto é apresentado a seguir na proporção de participação das empresas.
F-175
34.7.1 - Aquisição de imobilizado
A Empresa contratou para aquisição de ativos imobilizados com fornecedores relacionados à participação de acionistas em Sociedades
de Propósito Específico (SPE), conforme apresentado abaixo:
Empresas 2018 2019 2020 2021 2022
Eletronorte
CCBM 26.799 - - - - ELM 14.578 2.078 2.078 2.078 6.829
Outro 4.061 - - - - Total 45.438 2.078 2.078 2.078 6.829
34.7.2 - Uso de bens públicos
Empresas 2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022
Norte Energia S.A. 3.288 3.288 3.031 3.031 3.031 29.176
Energética Águas da Pedra S.A. 370 370 370 370 370 1.054
Total 3.288 3.288 3.031 3.031 3.031 29.176
34.7.3 - Aporte de capital
A Empresa possui compromissos futuros firmados referente a participação em Sociedades de Propósito Específico (SPEs), sob a
forma de adiantamentos para futuro aumento de capital, conforme apresentado a seguir:
Empresas 2018 2019 2020 2021 2022 Depois de 2022
Norte Energia S.A. 347.599 18.150 - - - - Belo Monte Transmissora de
Energia SPE S.A. 87.000 - - - - - Transnorte Transmissora de Energia
S.A. 88.200 - - - - - Complexo Famosa 4.000 - 55.000 55.000 55.000 55.000
Complexo Eólico Baleia - - 63.000 63.000 63.000 63.000
Complexo Eólico Punaú 8.000 - 80.000 80.000 80.000 80.000
Holding Brasil Ventos 393.000 428.000 38.000 38.000 38.000 38.000
Complexo Eólico Itaguaçú Da
Bahia 22.000 - 157.000 157.000 157.000 157.000
Empresa de Energia São Manoel
S.A. 10.000 - - - - - Complexo Eólico Pindaí I 68.125 - - - - - Complexo Eólico Pindaí II 15.430 - - - - - Complexo Eólico Pindaí III 19.390 - - - - - Chapada do Piauí II Holding S.A. 20.717 - - - - - Interligação Elétrica Garanhuns
S.A. 1.070 - - - - - Complexo Eólico Sento Sé II 20.717 - - - - - Complexo Eólico Sento Sé III 20.717 - - - - - Extremoz Transmissora do
Nordeste - ETN S.A. 9.260 - - - - - Leilão de Transmissão 004/2014 -
Lote A 84.331 84.331 - - - - Total 1.305.640 530.481 393.000 393.000 393.000 393.000
NOTA 35 - PATRIMÔNIO LÍQUIDO
35.1. - Capital Social
O Capital Social em 31 de dezembro de 2016 era de R$ 31.305.331 (R$ 31.305.331 em dezembro de 2015) e suas ações não têm valor
nominal. As ações preferenciais não têm direito a voto e não são conversíveis em ações ordinárias, no entanto, elas têm prioridade no
reembolso do capital e distribuição de dividendos, à taxa anual de 8% para a classe “A” (subscritas até 23 de junho de 1969) e 6%
para ações classe “B” (subscritas a até 24 de Junho de 1969), calculado sobre o capital correspondente a cada classe de ações.
F-176
O capital social é representado por 1.352.634.100 ações escriturais, e é distribuído, pelos acionistas principais e espécies de ações, em
31 de dezembro de 2016, como segue:
31/12/2016
ORDINÁRIAS PREFERENCIAIS CAPITAL TOTAL
ACIONISTA QUANTIDADE % Série A % Série B % QUANTIDADE %
Governo Federal 554.395.652 51,00 - - 1.544 0,00 554.397.196 40,99
BNDESPAR 141.757.951 13,04 - - 18.691.102 7,04 160.449.053 11,86
BNDES 74.545.264 6,86 - - 18.262.671 6,88 92.807.935 6,86
Banco Clássico 68.750.900 6,32 - - - - 68.750.900 5,08
Recibos Depositários Americanos -
ADRs 30.449.968 2,80 - - 16.755.615 6,31 47.205.583 3,49
Outro 217.150.562 19,98 146.920 100,00 211.725.951 79,77 429.023.433 31,72
1.087.050.297 100,00 146.920 100,00 265.436.883 100,00 1.352.634.100 100,00
31/12/2015
ORDINÁRIAS PREFERENCIAIS CAPITAL TOTAL
ACIONISTA QUANTIDADE % Série A % Série B % QUANTIDADE %
Governo Federal 554.395.652 51,00 - - 1.544 0,00 554.397.196 40,99
BNDESPAR 141.757.951 13,04 - - 18.691.102 7,04 160.449.053 11,86
BNDES 74.545.264 6,86 - - 18.262.671 6,88 92.807.935 6,86
FND 45.621.589 4,20 - - - - 45.621.589 3,37
FGHAB 1.000.000 0,09 - - - - 1.000.000 0,07
CEF 8.701.564 0,80 - - - - 8.701.564 0,64
FGI - - - - 8.750.000 3,30 8.750.000 0,65
Outro 261.028.277 24,01 146.920 100,00 219.731.566 82,78 480.906.763 35,55
1.087.050.297 100,00 146.920 100,00 265.436.883 100,00 1.352.634.100 100,00
Do total de 429.023.433 ações de acionistas minoritários, 260.304.425, ou 60,7%, são detidas por investidores não residentes, sendo
130.257.171 ações ordinárias, 28 ações preferenciais classe “A” e 130.047.226 ações preferenciais classe “B”.
Do total de acionistas que residem no estrangeiro, 30.449.968 ações ordinárias e 16.755.615 da classe “B” ações preferenciais estão
custodiadas, e vinculadas ao programa de Recibos Americano de Depositário (ADRs).
35.2 - Reservas de Capital
31/12/2016 31/12/2015
Compensação por remuneração insuficiente (CRC) 6.779.931 18.961.102
Ágio na emissão de ações 3.384.310 3.384.310
Especial - Decreto-Lei nº 54.936/1964 387.418 387.418
Correção monetária no balanço de abertura de 1978 309.655 309.655
Correção monetária em 1987 Empréstimo Obrigatório 2.708.432 2.708.432
Doações e subvenções- FINOR, FINAM e outros 297.424 297.424
13.867.170 26.048.342
Em 29 de abril de 2016, na 56ª Assembleia Geral Ordinária, foi deliberado o destino dos resultados financeiros do exercício findo em
31 de dezembro de 2015, utilizando-se a reserva de capital para absorção do montante de R$ 12.181.171 equivalente à conta de perdas
acumuladas do exercício, excedendo as reservas de lucros.
35.3 - Reserva de lucros
31/12/2016 31/12/2015
Jurídica (Artigo 193 - Lei nº 6.404/1976) 171.295 - Estatutária (Artigo 194 - Lei nº 6.404/1976) 1.747.209 - Receitas Não Realizadas (Artigo 197, Lei nº 6.404/1976) 386.375 - Receitas Retidas (Artigo 196, Lei nº 6.404/1976) 713.803 - 3.018.682 -
F-177
35.3.1 - Reserva legal
Constituída com base em 5% do lucro líquido apurado em cada exercício social que, de acordo com a Lei 6.404/1976, deverá ser
retido antes de qualquer outro destino para constituição da reserva legal, que não poderá exceder 20% do capital social, ou 30% do
capital social quando o montante das reservas de capital for aumentado. A reserva legal tem por finalidade assegurar a integridade do
capital social e só pode ser utilizada para compensar perdas ou aumentar capital.
35.3.2 - Reserva Estatutária
31/12/2016
Investimentos (50% de Receitas Líquidas) 1.712.950
Estudos e Projetos (1% de Receitas Líquidas) 34.259
1.747.209
O contrato social da Empresa define que a Assembleia Geral destinará, além da reserva legal, calculada sobre o lucro líquido do
exercício:
I - 50%, como reserva para investimentos, destinados à aplicação em empresas públicas de energia elétrica, cujo saldo acumulado não
poderá exceder setenta e cinco por cento do capital social integralizado; e II - 1% como reserva para estudos e projetos destinados à
atender à execução de estudos e projetos de viabilidade técnico-econômica do setor de energia elétrica, para os quais o saldo
acumulado não poderá exceder dois por cento do capital social integralizado.
II - 1% como reserva para estudos e projetos destinados a cobrir a execução de estudos e projetos de mobilidade técnico-econômica do
setor de energia elétrica, cujo saldo acumulado não poderá exceder 2% do capital social.
35.3.3 - Lucros a Realizar
No exercício em que o montante dos dividendos mínimos obrigatórios, calculado nos termos do contrato social, exceder a parcela
realizada dos lucros líquidos do exercício, a Assembleia Geral poderá, por proposta dos órgãos administrativos, destinar o montante
excedente à constituição de uma reserva para lucros não realizados. A reserva para lucros não realizados somente poderá ser utilizada
para pagamento do dividendo obrigatório e os lucros não realizados de cada ano que forem os primeiros a serem realizados em
dinheiro serão considerados parte integrante da reserva, desde que esses lucros não sejam absorvidos por perdas calculadas em
períodos fiscais.
35.3.4 – Retenção de Lucros
Esta é destinada à aplicação de investimentos projetados no orçamento de capital, nos quais a assembleia geral pode, por proposta dos
órgãos administrativos, deliberar a retenção de parte do lucro líquido do período previamente aprovado por ela.
35.4 - Remuneração para os Acionistas
I. - Relativo ao período fiscal
O contrato social da Empresa estabelece como dividendo mínimo obrigatório 25% do lucro líquido, ajustado nos termos da legislação
societária, respeitando à remuneração mínima das ações preferenciais das classes A e B, do valor nominal de capital próprio referente
a esses tipos e classes de ações, prevendo a possibilidade de pagamento de juros sobre o capital próprio.
F-178
As ações preferenciais A e B da Eletrobras, subscritas até 23 de junho de 1969, terão prioridade na distribuição de dividendos, sendo
que 8% e 6%, respectivamente, da taxa anual afetarão o patrimônio líquido de cada tipo e classe de ações, para ser igualmente
repartido entre eles.
A seguir, sob a forma de juros sobre o capital próprio imputados ao dividendo mínimo, nos termos da legislação aplicável, bem como
ao valor total da remuneração proposta aos acionistas, deliberada na Assembleia Geral Ordinária:
Receita Líquida do Ano Fiscal: 3.425.899
(-) Reserva Legal (5% do Lucro Líquido) (171.295 )
(+) Realização de Reserva de Reavaliação 10.442
(+) Remuneração Não Reivindicada de Acionista - Transcorrido 16.303
= Base Tributária 3.281.349
Distribuição de Receitas
Lucro Líquido do Ano Fiscal: 3.425.899
Remuneração Estatutária Mínima a Pagar (433.962 )
Constituição de Reserva Legal (5% das receitas líquidas) (171.295 )
Constituição de Reserva Estatutária para Investimentos (50% das receitas líquidas) (1.712.950 )
Constituição de Reserva Estatutária para Estudos e Projetos (1% das receitas líquidas) (34.259 )
Constituição de Reserva de Receitas Não Realizadas (386.375 )
Constituição de Reserva para Receitas Retidas (Artigo 196 da LSA) (713.803 )
Realização de Reserva de Reavaliação 10.442
Remuneração não reivindicada de acionista 16.303
Saldo Final de Lucros Acumulados -
Em 2016, a Eletrobras atribuiu a remuneração aos acionistas, na forma de juros sobre capital próprio - JCP no valor de R$ 433.962,
imputada aos dividendos do exercício de acordo com as disposições estatutárias, cuja remuneração por ação é igual a:
Remuneração por ação - Expressada em R$ 31/12/2016
Ações Preferenciais Classe A 2,1783
Ações Preferenciais Classe B 1,6337
De acordo com a legislação tributária vigente, referente ao valor da remuneração proposta aos acionistas, sob o título de JCP, o
Imposto de Renda retido na Fonte - IRRF (R$ 65.094) e a parcela líquida do imposto de renda do JCP a ser distribuído aos acionistas
são de R$ 368.868.
As atualizações monetárias incidem sobre a remuneração proposta a partir de 1º de janeiro de 2017 até a data efetiva de início do
pagamento, e essa data será deliberada pela Assembleia Geral Ordinária, que revisará as presentes Demonstrações Financeiras e
proposta de destinação dos resultados deste exercício.
F-179
NOTA 36 - RESULTADO POR AÇÃO
(a) Básico
O resultado básico por ação ordinária é calculado pela divisão do lucro atribuível aos acionistas ordinários da Empresa, pela
quantidade média ponderada de ações ordinárias em circulação durante o ano, o que exclui ações ordinárias compradas pela Empresa e
realizadas como ações em tesouraria. A ação preferencial tem prioridade na distribuição mínima de dividendos, mas seus direitos de
participação no lucro, uma vez satisfeitos os dividendos mínimos, são equivalentes à ação ordinária, portanto, o lucro por ação
preferencial é calculado pelo mesmo método aplicado à ação ordinária.
Básico
31/12/2016
Numerador Ordinária Preferencial A Preferencial B Total
Lucro atribuível à classe
compartilhada 2.880.723 389 703.417 3.584.529
Denominador Ordinária Preferencial A Preferencial B Total
Média ponderada do número de
ações 1.087.050 147 265.437 1.352.634
% ações em relação ao total 80,37 % 0,01 % 19,62 % 100,00 %
Resultado ou perda básico por ação
(R$) 2,65 2,65 2,65
31/12/2015
Numerador Ordinária Preferencial A Preferencial B Total
Perda atribuível à classe
compartilhada (9.165.746 ) (1.239 ) (2.238.100 ) (11.405.085 )
Denominador Ordinária Preferencial A Preferencial B Total
Média ponderada do número de
ações 1.087.050 147 265.437 1.352.634
% ações em relação ao total 80,37 % 0,01 % 19,62 % 100,00 %
Resultado ou perda básico e diluído
por ação (R$) (8,43 ) (8,43 ) (8,43 )
31/12/2014
Numerador Ordinária Preferencial A Preferencial B Total
Perda atribuível à classe
compartilhada (5.003.718 ) (676 ) (1.221.811 ) (6.226.206 )
Denominador Ordinária Preferencial A Preferencial B Total
Média ponderada do número de
ações 1.087.050 147 265.437 1.352.634
% ações em relação ao total 80,37 % 0,01 % 19,62 % 100,00 %
Resultado ou perda básico e diluído
por ação (R$) (4,60 ) (4,60 ) (4,60 )
F-180
(b) Diluído
Para calcular o resultado diluído por ação, a Empresa assumirá o exercício das opções, bônus de subscrição e diluentes similares da
empresa. Os valores assumidos oriundos desses instrumentos devem ser considerados como tendo sido recebidos da emissão de ações
ordinárias pelo preço médio de mercado das ações ordinárias durante o período. Em 31 de dezembro de 2016, as 15.759.561 ações
ordinárias dilutivas potenciais, referentes ao empréstimo compulsório, foram incluídas no cálculo do número médio ponderado de
ações em função do efeito dilutivo em 2016 e do efeito antidilutivo em 2015 e 2014, conforme demonstrado a seguir.
31/12/2016
Numerador Ordinária Preferencial A
Preferencial B Convertida Preferencial B Total
Lucro atribuível à classe compartilhada 2.847.920 385 40.816 695.408 3.584.529
Denominador Ordinária Preferencial A
Preferencial B Convertida Preferencial B Total
Média ponderada do número de ações, em
milhares 1.087.050 147 15.580 265.437 1.368.214
% ações em relação ao total 79,45 % 0,01 % 1,14 % 19,40 % 100,00 %
Lucro ou perda diluído por ação (R$) 2,62 2,62 2,62 2,62
F-181
NOTA 37 - RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014
RECEITA OPERACIONAL
Geração
Suprimento de energia para as empresas de distribuição 12.885.622 12.310.243 12.175.362
Suprimento de energia aos consumidores finais 2.945.506 3.571.809 3.317.103
Energia elétrica a curto prazo 1.242.016 1.811.552 3.817.976
Receita de Operação e Manutenção de Concessões Renovadas 2.178.699 1.882.637 1.803.127
Receita de Construção de Plantas Renovadas 41.316 148.403 240.040
Efeito Financeiro de Itaipu (346.638 ) 234.425 (97.740 )
18.946.521 19.959.069 21.255.868
Transmissão
Receita de Operação e Manutenção de Linhas Renovadas 2.735.999 2.504.239 1.207.090
Receitas de operação e manutenção 239.691 191.372 994.178
Receita de Construção 1.174.703 2.077.616 1.786.195
Financeiro - Retorno sobre o investimento 29.406.261 838.087 714.409
33.556.654 5.611.314 4.701.872
Distribuição
Fornecimento/Suprimento
de Eletricidade 15.208.202 14.835.424 7.310.337
Receita de Construção 1.165.611 1.011.518 873.413
CVA e outros itens financeiros (339.405 ) 324.120 38.477
16.034.408 16.171.062 8.222.227
Outra Receita 2.450.329 1.484.431 1.339.294
70.987.912 43.225.876 35.519.261
(-) Deduções da receita operacional
(-) ICMS (4.000.750 ) (3.877.677 ) (1.683.781 )
(-) PASEP e COFINS (3.642.892 ) (4.108.891 ) (2.685.562 )
(-)Encargos do Setor (2.550.473 ) (2.313.660 ) (1.005.014 )
(-) Outras deduções (incluindo ISS) (44.944 ) (336.810 ) (7.097 )
(10.239.059 ) (10.637.038 ) (5.381.454 )
Receita operacional líquida 60.748.853 32.588.838 30.137.807
Em 20 de abril de 2016, o Ministério de Minas e Energia - MME publicou a Portaria nº 120 que regulamentava as condições de
recebimento de remuneração referente a ativos de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000, denominadas
instalações da Rede Básica de Sistema - RBSE e demais Serviços de Transmissão - RPC, não depreciados e não amortizados, nos
termos do segundo parágrafo do artigo 15 da Lei 12.783/2013.
Em 31 de dezembro de 2016, a Empresa efetuou a estimativa dos valores atualizados relativos aos ativos de transmissão de energia
elétrica existentes em 31 de maio de 2000, reconhecendo o montante de R$ 28.600.552, em Receita Financeira - Retorno sobre
Investimento, no segmento de transmissão (Nota 2.1).
F-182
NOTA 38 - RESULTADO DE PARTICIPAÇÕES SOCIETÁRIAS
31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014
Investimentos em empresas coligadas
Juros sobre capital próprio 6.010 - 10.611
Método de Equivalência Patrimonial 3.029.734 379.743 (1.518.268 )
3.035.744 379.743 (1.507.657 )
Outros investimentos
Juros sobre capital próprio 1.026 2.010 20.008
Dividendos 101.510 62.045 98.477
Remuneração de investimentos em parcerias - 10.402 24.429
Retorno de capital - ITAIPU 84.768 77.246 56.439
Outro (17.537 ) - - 169.767 151.703 199.353
3.205.511 531.446 (1.308.304 )
38.1 - Investigação
Como resultado da investigação, a Empresa reconheceu o prejuízo de R$ 91.464 em 2014, pelo método de equivalência patrimonial
acima (ver Nota 4.XI)
NOTA 39 - PESSOAL, MATERIAL E SERVIÇOS
31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014
Pessoal 6.548.572 6.004.845 5.609.320
Materiais 329.599 318.410 310.276
Serviços 3.485.040 3.172.162 2.565.777
10.363.211 9.495.417 8.485.373
NOTA 40 - ENERGIA COMPRADA PARA REVENDA
31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014
Energia comprada para revenda
Fornecimento 5.714.743 4.931.606 5.030.149
Comércio na CCEE 2.425.240 2.998.109 2.864.480
PROINFA 3.106.129 2.818.660 2.502.382
Outro 17.931 17.852 27.689
11.264.043 10.766.227 10.424.700
NOTA 41 - ENCARGOS OPERACIONAIS (REVERSÕES), LÍQUIDO
31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014
garantias 29.913 30.265 115.166
Encargos de litígios (Nota 30) 3.994.158 2.942.245 7.797.129
ADA - Consumidores e Varejistas 334.383 642.924 83.921
ADA - Financiamento e Empréstimos (Nota 8) 17.290 15.755 (269.051 )
Contratos Onerosos (Nota 33) 2.194.498 366.477 (1.800.401 )
Impairment (Reversão) para Perdas em Investimentos 1.479.088 489.752 (1.414.171 )
Impairment (Nota 19) 5.681.019 5.979.596 377.551
Encargos CCC da ANEEL 741.623 - - Ajuste do Valor de Mercado 41 67.107 110.902
Impairment para Perda de Ativos Financeiros - - (791.868 )
Impairment BRR - (148.637 ) (360.648 )
Perda de Ativos Imobilizados - - 235.064
Provisão ambientais - - 104.904
Risco Hidrológico (451.340 ) 451.340 - Outro 847.279 749.943 474.723
14.867.952 11.586.767 4.663.220
F-183
Provisão/(Reversão) para Perdas em Investimentos
A Empresa efetuou ajustes nos resultados das controladas, com o objetivo de padronizar as políticas contábeis dessas empresas com as
adotadas pela Empresa, além de reconhecer os encargos de perdas com investimentos, no montante R$ 1.479.088 em 31 de dezembro
de 2016 (reversão de R$ 610.747). Para mais informações, ver Nota 15.
Provisão ANEEL - CCC
Em 7 de fevereiro de 2017, a ANEEL emitiu a Resolução Ratificatória nº 2,202 que aprovou o orçamento para o exercício de 2017 da
conta CDE. O orçamento aprovado pela ANEEL inicialmente não contemplou os valores que foram objeto de renegociação firmada
em 2014 e 2015 entre as distribuidoras Amazonas D, Ceron, Eletroacre e Boa Vista (denominadas “distribuidoras”) e a Petrobras B/R
Distribuidora. Esses Acordos de Reconhecimento de Dívida, denominados “CCDs”, foram previamente autorizados pela legislação
aplicável e aprovados pela ANEEL.
Em 7 de março de 2017, mediante a Resolução Ratificatória nº 2,204, de 7 de março de 2017, a ANEEL alterou a Resolução
Ratificatória nº 2,202, de 7 de fevereiro de 2017, que aprova o orçamento anual da Conta CDE para o ano de 2017, incluindo os
orçamentos dos montantes relativos aos CCD. (para mais informações, ver Nota 11).
Risco Hidrológico
Em dezembro de 2015, a subsidiária Eletronorte provisionou R$ 451.340 devido à exposição ao risco decorrente da aceitação da
renegociação do risco hidrológico. Durante o período de 2016, após a aceitação por parte de várias empresas da renegociação, o risco
de exposição da Eletronorte não se materializou, resultando em uma nova avaliação do risco associado aos eventos atuais, bem como
na avaliação da situação de Eletronorte na contabilização de energia de curto prazo, caracterizada como um vendedor de energia até o
fechamento do período. Dado estes aspectos, a manutenção do passivo acumulado não é exigida. Desta forma, a subsidiária
Eletronorte reverteu o passivo acumulado em sua totalidade em 2016.
F-184
NOTA 42 - ATIVOS MANTIDOS PARA VENDA
42.1. Alienação do controle acionário da CELG D
Em 26 de Setembro de 2014, em Assembleia Geral Extraordinária, a Eletrobras aprovou a aquisição de uma participação majoritária
na CELG - Distribuição S.A.- CELG - D.
A Empresa concluiu o processo de aquisição da CELG-D através do pagamento e transferência, em 27/01/2015, 76.761.267 ações
ordinárias emitidas pela CELG-D, correspondente a 50,93% do capital social do Distribuidor, no valor de R$ 59.454.
Em 28 de Dezembro de 2015, em Reunião Extraordinária, a Eletrobras aprovou a venda do controle acionário da CELG-D em leilão
de privatização a ser promovido pela BM&FBOVESPA, de acordo com o preço mínimo e condições estabelecidas na Resolução nº
11/2015 pelo Conselho Nacional de Desestatização - CND. Em 31 de dezembro de 2015, a Empresa classificou os ativos e passivos da
CELG D como ativos mantidos para venda, dado que a Empresa está comprometida com a alienação do controle acionário dessa
subsidiária.
Em 30 de novembro de 2016, o Leilão de Privatização nº 02/2016 da CELG D foi realizado na Bolsa de Valores de São Paulo -
BM&FBOVESPA e a licitante vencedora foi a ENEL BRASIL S/A (“Licitante Vencedora”).
Em 24 de janeiro de 2017, o Conselho Administrativo de Defesa Econômica - CADE autorizou a conclusão da operação de
privatização da CELG D.
Em 31 de janeiro de 2017, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou a aquisição da CELG D pela ENEL BRASIL
S/A através da Resolução nº 6.182/2017.
Em 14 de fevereiro de 2017, foi celebrado o contrato de compra e venda das ações da CELG D entre a Eletrobras, a Empresa Celg de
Participações - CELGPAR e a ENEL BRASIL S/A, conforme o cronograma estabelecido. A Eletrobras recebeu, nesta data, o valor de
R$ 1.065.266 para essa alienação de ativos.
Os ativos e passivos principais da subsidiária CELG-D classificados como mantido para venda em 31 de dezembro de 2016 são
mostrados a seguir:
F-185
31/12/2016 31/12/2015
Caixa e equivalentes de caixa 76.144 82.182
Contas a receber 988.093 1.112.469
Tributo e contribuições sociais 149.570 170.440
Depósitos judiciais 212.420 136.761
Ativos Financeiros 62.296 199.497
Ativo Imobilizado
44.983 43.328
Ativos Intangíveis 2.065.418 1.908.127
Ativos Reembolsáveis - FUNAC 650.065 672.615
Outros ativos 157.224 298.366
Ativos totais da CELG D classificados como mantidos para venda 4.406.213 4.623.785
Fornecedores 1.467.436 1.983.890
Empréstimos e financiamentos 1.085.476 1.304.503
Tributos e contribuições sociais 277.612 360.553
Encargos setoriais 706.039 428.332
Benefício pós-emprego 149.698 146.800
Provisões para contingências 669.729 568.100
Outros passivos 819.023 782.831
Passivos da CELG D associados a ativos classificados como mantidos para venda 5.175.013 5.575.009
NOTA 43 - INSTRUMENTOS FINANCEIROS E GESTÃO DE RISCOS
43.1 - Gestão de Risco de Capital
Os objetivos da Empresa ao administrar seu capital são salvaguardar a sua continuidade para oferecer retorno aos acionistas e
benefícios às outras partes interessadas, além de buscar uma estrutura de capital ideal para reduzir esse custo. A compra ou venda de
ativos financeiros é reconhecida na data de negociação.
Para manter ou ajustar a estrutura de capital, a Empresa pode rever sua política de pagamento de dividendos, devolver capital aos
acionistas, ou emitir novas ações ou vender ativos para reduzir, por exemplo, o nível de endividamento.
A Empresa, de forma consistente com as outras empresas do setor, monitora o capital com base no índice de alavancagem financeira.
Este índice é a dívida líquida dividida pelo capital total. A dívida líquida, por sua vez, é o total de empréstimos (incluindo
empréstimos a curto e longo prazo, conforme demonstrado no balanço patrimonial consolidado), subtraído do capital circulante
líquido e títulos negociáveis. O capital total é determinado pela soma do patrimônio líquido, conforme demonstrado no balanço
patrimonial consolidado, com a dívida líquida.
F-186
31/12/2016 31/12/2015
Total de empréstimos e financiamentos 45.620.428 46.398.260
(-) Caixa e equivalentes de caixa e valores mobiliários 6.424.881 8.431.737
Dívida líquida 39.195.547 37.966.523
(+) Total do Patrimônio Líquido 44.064.927 41.580.593
Capital Total 83.260.474 79.547.116
Índice de Alavancagem Financeira 47 % 48 %
43.2 - Classificação por categoria de instrumentos financeiros
Os balanços contábeis de ativos e passivos financeiros representam uma aproximação razoável do justo valor. A Empresa utiliza a
hierarquia para mensurar o valor justo de seus instrumentos financeiros:
F-187
Mensuração 31/12/2016 31/12/2015
ATIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não Circulante)
Caixa e equivalentes de caixa 679.668 1.393.973
Empréstimos e recebíveis 78.991.610 59.238.499
Clientes Custo amortizado 6.481.303 5.970.958
Empréstimos e financiamentos Custo amortizado 13.184.244 17.587.620
Direitos de ressarcimento Custo amortizado 9.164.986 10.503.382
Ativo Financeiro - Geração e Transmissão Custo amortizado 13.590.194 25.176.539
Ativos Financeiros - Transmissão (RBSE) Valor de Mercado 36.570.883 -
Mantido até o vencimento 246.801 193.669
Títulos e Valores Mobiliários Custo amortizado 246.801 193.669
Mensurados a Valor Justo através de lucro/perda 5.727.185 6.890.406
Títulos e Valores Mobiliários Valor de Mercado 5.498.412 6.844.095
Instrumentos derivativos Valor de Mercado 228.773 46.311
Disponível para venda 6.283.905 5.382.366 Investimentos (participação acionária) Valor de Mercado 1.357.923 1.177.260
Ativos financeiros - Distribuição Valor de Mercado 4.925.982 4.205.106
PASSIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não Circulante)
Mensurados pelo Custo Amortizado 69.184.723 70.733.967
Fornecedores Custo amortizado 19.442.121 19.577.928
Empréstimos e financiamentos Custo amortizado 45.620.428 46.398.260
Debêntures Custo amortizado 201.375 562.474
Obrigações de ressarcimento Custo amortizado 2.683.816 2.879.586
Arrendamento Mercantil Custo amortizado 1.169.504 1.252.155
Concessões a pagar UBP Custo amortizado 67.479 63.564
Mensurados pelo Valor Justo por meio do resultado 50.631 99.129
Instrumentos Financeiros Derivativos Valor de Mercado 44.017 80.269
Instrumentos Financeiros) Valor de Mercado 6.614 18.860
43.2.1 - Técnicas de avaliação e de informação utilizadas
a) Caixa e equivalentes de caixa: mantidos para negociação no curto prazo e mensurados ao valor justo, sendo reconhecidos
diretamente nos resultados financeiros.
b) Títulos e Valores Mobiliários -Curto e Longo prazo - geralmente mantidos para negociação de curto prazo e mensurados ao valor
justo, sendo reconhecidos diretamente nos resultados financeiros.
c) Clientes: são registrados pelo seu valor nominal, similar aos valores justos e aos valores de realização prováveis. Os créditos
renegociados são constituídos assumindo a intenção de mantê-los até o vencimento, por seus prováveis valores de realização,
semelhantes aos valores justos.
d) Ativos financeiros da concessão: são ativos financeiros que representam o direito incondicional de receber um determinado valor
no final do período da concessão. Eles são classificados como empréstimos e recebíveis.
e) Derivativos: são mensurados ao valor justo e reconhecidos diretamente no resultado ou no patrimônio líquido, dependendo do tipo
de cada designação do derivativo.
F-188
f) Direito de ressarcimento: Ativos que representam o direito ao reembolso da CCC, referente aos custos de geração de energia
elétrica nos Sistemas Isolados, incluindo o custo relativo à aquisição de energia e de energia associada à própria geração para
atender ao serviço público de distribuição de energia elétrica, aos encargos do setor elétrico e impostos e, adicionalmente, aos
investimentos realizados, são ativos financeiros. Estes são classificados como empréstimos e recebíveis.
g) Investimento em Participações Societárias: referem-se a investimentos permanentes em outras sociedades, avaliados pelo método
de equivalência patrimonial.
h) Fornecedores: são mensurados por valores conhecidos ou estimados, incluindo, quando aplicável, os correspondentes encargos e
variações monetárias e/ou cambiais incorridos até a data do balanço e seu valor contábil aproximado de seu valor justo.
i) Debêntures: são mensurados pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa de juros efetiva. A Empresa acredita que esses
instrumentos se aproximam de seus valores justos, exceto quando estas debêntures tiverem um Preço Unitário - PU no mercado
secundário próximo ao período do relatório.
j) Empréstimos e financiamento: são mensurados pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa de juros efetiva. Os valores de
mercado dos empréstimos e financiamentos obtidos são semelhantes aos valores contábeis.
k) Arrendamento mercantil: O valor nominal utilizado no cálculo dos passivos causados por esses contratos foi determinado tomando
como referência o valor fixado para a contratação de energia contratada mensalmente, multiplicado pela capacidade instalada (60 a
65 MW*) e pelo número de meses da validade do contrato.
l) Obrigações de ressarcimento: referem-se a valores de adiantamentos e tributos (ICMS, PIS e COFINS) a serem devolvidos ao
Fundo CCC.
m) Demais instrumentos financeiros: os valores justos são semelhantes aos seus valores contábeis, uma vez que: (i) têm um prazo
médio de recebimento/pagamento inferior a 60 dias; (ii) estão concentrados em títulos de renda fixa, remunerados à taxa do CDI;
e (iii) não há instrumentos similares com prazos e taxas de juros comparáveis.
(*) Informações não auditadas por auditores independentes
F-189
43.2.2 - Estimativa do valor justo:
Os ativos e passivos financeiros registrados pelo valor justo foram classificados e divulgados de acordo com os seguintes níveis:
31/12/2016
NÍVEL1 NÍVEL2 NÍVEL3 TOTAL
ATIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não Circulante)
Disponível para venda 1.357.923 4.925.982 - 6.283.905
Investimentos (participação societária) 1.357.923 - - 1.357.923
Ativos financeiros - Concessões de distribuição - 4.925.982 - 4.925.982
Medido a Valor Justo através de lucro/perda - 42.298.068 - 42.298.068
Valores Mobiliários - 5.498.412 - 5.498.412
Instrumentos derivativos - 228.773 - 228.773
Ativos Financeiros - Transmissão (RBSE) - 36.570.883 - 36.570.883
PASSIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não
Circulante)
Medido a Valor Justo através de lucro/perda - 50.631 - 50.631
Instrumentos derivativos - 44.017 - 44.017
Instrumentos derivativos (Hedge) - 6.614 - 6.614
31/12/2015
NÍVEL1 NÍVEL 2 NÍVEL 3 TOTAL
ATIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não Circulante)
Disponível para venda 1.177.260 4.205.106 - 5.382.366
Investimentos (participação societária) 1.177.260 - - 1.177.260
Ativos financeiros - Concessões de distribuição - 4.205.106 - 4.205.106
Medido a Valor Justo através de lucro/perda - 6.890.406 - 6.890.406
Valores Mobiliários - 6.844.095 - 6.844.095
Instrumentos derivativos - 46.311 - 46.311
PASSIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não
Circulante)
Medido a Valor Justo através de lucro/perda - 99.129 - 99.129
Instrumentos derivativos - 99.129 - 99.129
Nível 1 - preços cotados (não ajustados) em mercados ativos, líquidos e visíveis para ativos e passivos idênticos acessíveis na data de
mensuração;
Nível 2 - preços cotados (ajustados ou não) para ativos e passivos semelhantes em mercados ativos, outras entradas não observáveis
no nível 1, direta ou indiretamente, em termos de ativo ou passivo, e
Nível 3 - ativos e passivos não cobrados ou caso os preços ou técnicas de avaliação sejam amparados por um mercado pequeno ou
inexistente, não observável ou líquido. Neste nível, o valor justo estimado se torna altamente subjetivo.
O valor justo dos instrumentos financeiros negociados em mercados ativos (como títulos e valores mobiliários realizados para
negociação e disponíveis para venda) é baseado em preços cotados no mercado na data do balanço patrimonial. Um mercado é visto
como ativo se os preços cotados são pronta e regularmente disponíveis a partir de uma troca, distribuidor, corretor, grupo de
indústrias, serviço de precificação, ou agência reguladora, e os preços representam operações de mercado reais que ocorrem
regularmente para fins puramente comerciais.
O preço de mercado cotado utilizado para os ativos financeiros realizados pela Empresa e suas controladas é o preço competitivo
atual. Estes instrumentos estão em Nível 1. Os instrumentos de Nível 1 incluem principalmente investimentos de capital próprio da
FTSE 100 classificados como valores mobiliários para negociação ou disponíveis para venda.
F-190
O valor justo de instrumentos financeiros não negociados em mercados ativos (por exemplo, derivados do mercado de balcão) é
determinado utilizando técnicas de avaliação. Essas técnicas de avaliação maximizam o uso de informações adotadas pelo mercado
onde está disponível e se valem o menos possível de estimativas específicas da entidade. Se todas as informações necessárias para o
valor justo de um instrumento forem adotadas pelo mercado, o instrumento estará incluído no Nível 2.
Se uma ou mais partes relevantes de informação não é baseada em dados adotados pelo mercado, o instrumento estará incluído no nível 3.
As técnicas de avaliação específicas utilizadas para avaliar instrumentos financeiros incluem:
• Preços de mercado cotados ou cotações de instituições financeiras ou corretoras para instrumentos similares.
• O valor justo de swaps de taxa de juros é calculado pelo valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados com base nas curvas
de rendimento adotadas pelo mercado
O valor justo dos contratos de câmbio futuros é determinado com base nas taxas de câmbio futuras na data do balanço patrimonial,
com o valor resultante descontado do valor presente.
Outras técnicas, como a análise de fluxo de caixa descontado, que são utilizadas para determinar o valor justo dos demais instrumentos
financeiros, e o risco de crédito de contraparte em operações de swap.
43.3 - Gestão de Riscos Financeiros:
No exercício de suas atividades, a Empresa é afetada por eventos de risco que podem comprometer os seus objetivos estratégicos.
O principal objetivo da gestão de risco é antecipar e minimizar os efeitos adversos desses eventos sobre os negócios e os resultados
econômicos e financeiros da Empresa.
A Empresa definiu políticas e estratégias operacionais e financeiras para a gestão de riscos financeiros, aprovadas por comitês internos
e pela administração, que visam conferir liquidez, segurança e rentabilidade aos seus ativos, e manter os níveis de dívida definidos e
perfil para os fluxos financeiros e econômicos.
Os principais riscos financeiros identificados no processo de gestão de riscos são:
43.3.1 - Risco de taxa de câmbio
Este risco decorre da possibilidade da Empresa ter suas demonstrações econômicas e contábeis afetadas por flutuações cambiais.
A Empresa está exposta a riscos financeiros que causam volatilidade nos seus resultados e em seu fluxo de caixa. A Empresa tem uma
exposição significativa entre os ativos e passivos indexados em moeda estrangeira, em especial ao Dólar Norte-Americano, resultantes
principalmente de contratos de financiamento com a Itaipu Binacional.
Neste contexto, foi aprovada a política de cobertura financeira da Empresa. O objetivo da política atual é controlar e mitigar a
exposição a variáveis de mercado que poderiam impactar a Empresa e os ativos e passivos de suas controladas, reduzindo assim os
efeitos das flutuações indesejáveis nestas variáveis em suas demonstrações contábeis.
Com isso, esta política tem o objetivo fazer com que os resultados da Empresa demonstrem com precisão o seu desempenho
operacional real, e seu fluxo de caixa projetado para ser menos volátil.
F-191
Em conjunto com a política, a criação de uma comissão de cobertura financeira foi formada no âmbito do Departamento Financeiro,
cuja principal função é definir as estratégias e instrumentos de cobertura a serem apresentadas à Diretoria Executiva da Empresa.
Considerando as diversas formas de cobertura de itens não cobertos da Empresa, a política aprovada enumera uma escala de prioridades.
Primeiro, uma solução estrutural, e apenas em casos residuais, o uso de operações com instrumentos financeiros derivativos.
Quando as operações com derivativos financeiros são realizadas, a política de cobertura da Empresa é seguida, e elas não podem
constituir alavancagem financeira ou a concessão de crédito a terceiros.
a) - Composição dos saldos em moeda estrangeira e análise de sensibilidade:
Nas tabelas a seguir, os cenários foram considerados para índices e taxas, com os seus respectivos efeitos sobre ganhos e perdas da
Empresa. Para a análise de sensibilidade, o cenário provável usado para o final de 2016 e 2017 foi previsões e/ou estimativas baseadas
fundamentalmente em premissas macroeconômicas obtidas do relatório Focus, divulgado pelo Banco Central, e a Perspectiva
Econômica 86, publicada pela OCDE (Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico).
As análises de sensibilidade foram realizadas em instrumentos financeiros, ativos e passivos, que apresentam a exposição à taxa de
câmbio e que poderiam trazer prejuízos materiais à Empresa, em quatro cenários diferentes, com base no cenário provável
mencionado acima: dois considerando a valorização da moeda, e outro dois considerando uma desvalorização dessas moedas.
As análises de sensibilidade foram criadas em conformidade com a Instrução CVM 475/2008, com o objetivo de medir o impacto das
mudanças nas variáveis de mercado em cada um dos instrumentos financeiros da Empresa. Portanto, estas são projeções com base em
avaliações de cenários macroeconômicos, e não significa que as operações terão os valores apresentados no período de análise
considerado.
F-192
a.1) Risco de valorização da taxa de câmbio:
Saldo em 31/12/2016 Efeito no resultado – receita (despesa)
Moeda Estrangeira Reais
Cenário I - Provável
2017(1)
Cenário II (25%)(1)
Cenário III (50%)(1)
Empréstimos obtidos 3.619.606 11.794.486 (693.155 ) (3.815.065 ) (6.936.975 )
USD Empréstimos concedidos 3.304.835 10.770.787 630.893 3.481.313 6.331.733
Ativos financeiros - Itaipu 368.481 1.200.916 70.343 388.158 705.972
Impacto sobre o lucro/perda - US$ 8.081 54.406 100.731
EURO Empréstimos obtidos 59.263 203.712 (7.858 ) (60.751 ) (113.643 )
Impacto sobre o lucro/perda -
EURO (7.858 ) (60.751 ) (113.643 )
IENE Empréstimos obtidos 3.308.957 92.353 (4.769 ) (29.050 ) (53.330 )
Impacto sobre o lucro/perda - IENE (4.769 ) (29.050 ) (53.330 )
IMPACTO SOBRE LUCROS/PERDAS EM CASO
DE VALORIZAÇÃO EM TAXAS DE CÂMBIO (4.546 ) (35.395 ) (66.243 )
(1) Premissas adotadas:
Provável 25% 50%
USD 3,450 4,313 5,175
EURO 3,570 4,463 5,355
IENE 0,029 0,037 0,044
(a.2) Risco de desvalorização da taxa de câmbio:
Saldo em 31/12/2016 Efeito no resultado- receita (despesa)
Moeda Estrangeira Reais
Cenário I - Provável
2017(1)
Cenário II (25%)(1)
Cenário III (50%)(1)
Empréstimos obtidos 3.619.606 11.794.486 (693.155 ) 2.428.756 5.550.666
USD Empréstimos concedidos 3.304.835 10.770.787 630.893 (2.219.527 ) (5.069.947 )
Ativos financeiros - Itaipu 368.481 1.200.916 70.343 (247.472 ) (565.287 )
Impacto sobre o lucro/perda - US$ 8.081 (38.243 ) (84.568 )
EURO Empréstimos obtidos 59.263 203.712 (7.858 ) 45.034 97.927
Impacto sobre o lucro/perda -
EURO (7.858 ) 45.034 97.927
IENE Empréstimos obtidos 3.308.957 92.353 (4.769 ) 19.511 43.792
Impacto sobre o lucro/perda - IENE (4.769 ) 19.511 43.792
IMPACTO SOBRE LUCROS/PERDAS EM CASO
DE DESVALORIZAÇÃO EM TAXAS DE
CÂMBIO (4.546 ) 26.302 57.151
(1) Premissas adotadas:
Provável -25% -50%
USD 3,450 2,588 1,725
EURO 3,570 2,678 1,785
IENE 0,029 0,022 0,015
43.3.2 - Risco da taxa de juros
Este risco associado à possibilidade de a Empresa sofrer perdas contábeis devido à flutuação das taxas de juro de mercado, afetando
suas demonstrações contábeis, aumentando as despesas financeiras com capital estrangeiro aumentando contratos referenciados pela
taxa Libor.
A Empresa monitora a sua exposição à taxa Libor e contratos de operações derivativas para minimizar esta exposição, de acordo com
sua Política de Cobertura Financeira.
a) - Composição dos saldos por indexador e análise de sensibilidade
A composição da dívida por indexador, seja em moeda nacional ou estrangeira, é discriminada na Nota 22, item a.
Nas tabelas a seguir, os cenários foram considerados para índices e taxas, com os seus respectivos efeitos sobre ganhos e perdas da
Empresa. Para a análise de sensibilidade, o cenário provável usado para o final de 2016 foi previsões e/ou estimativas baseadas
fundamentalmente em premissas macroeconômicas obtidas do relatório Focus, divulgado pelo Banco Central, e a Perspectiva
Econômica 86, publicada pela OCDE (Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico).
F-193
As análises de sensibilidade foram realizadas em instrumentos financeiros, ativos e passivos, que poderiam trazer prejuízos relevantes
à Empresa, em quatro cenários diferentes, com base no cenário provável mencionado acima: dois considerando a valorização dos
índices, e outro dois considerando uma desvalorização desses índices.
As análises de sensibilidade foram criadas em conformidade com a Instrução CVM 475/2008, com o objetivo de medir o impacto das
mudanças nas variáveis de mercado em cada um dos instrumentos financeiros da Empresa. Portanto, estas são projeções com base em
avaliações de cenários macroeconômicos, e não significa que as operações terão os valores apresentados no período de análise considerado.
Todos os cenários utilizaram uma taxa de câmbio provável para o dólar para converter em reais o efeito sobre os resultados dos riscos
associados às flutuações da LIBOR. Nesta análise de sensibilidade, nenhum efeito cambial está sendo considerado devido à
valorização ou desvalorização do cenário cambial provável. O impacto da valorização ou desvalorização da taxa de câmbio do dólar
no cenário provável é apresentado no item 43.3.1. desta nota.
a.1) LIBOR
Saldo de Dívida/Valor Nocional em 31/12/2016 Efeito no resultado - receita (despesa)
Em USD Em Reais
Cenário I - Provável
2017(1)
Cenário II (+25%)(1)
Cenário III (+50%)(1)
Empréstimos obtidos 783.152 2.551.902 (3.679.955 ) (4.599.943 ) (5.519.932 )
LIBOR Derivativo 650.000 2.118.025 3.054.285 3.817.856 4.581.428
Total (625.670 ) (782.087 ) (938.505 )
(1) Premissas adotadas:
31/12/2016 Provável 25% 50%
USD 3,2585 3,4500
LIBOR N/A 136,20 % 170,25 % 204,30 %
a.2) - Índices nacionais
• risco de apreciação das taxas de juro:
Efeito no resultado - receita (despesa)
Saldo em 31/12/2016
Cenário I - Provável 2017(1)
Cenário II (+25%)(1)
Cenário III (+50%)(1)
CDI Empréstimos obtidos 12.701.548 (1.206.647 ) (1.508.309 ) (1.809.971 )
Impacto sobre o resultado - CDI (1.206.647 ) (1.508.309 ) (1.809.971 )
TJLP Empréstimos obtidos 10.063.827 (754.787 ) (943.484 ) (1.132.181 )
Debêntures emitidas 201.375 (15.103 ) (18.879 ) (22.655 )
Impacto sobre o resultado - TJLP (769.890 ) (962.363 ) (1.154.835 )
IGPM Leasing comercial 1.169.504 (55.084 ) (68.855 ) (82.625 )
Empréstimos concedidos 241.721 11.385 14.231 17.078
Impacto sobre o resultado -
IGPM (43.699 ) (54.623 ) (65.548 )
SELIC Empréstimos obtidos 1.675.353 (159.159 ) (198.948 ) (238.738 )
Impacto sobre o resultado -
SELIC (159.159 ) (198.948 ) (238.738 )
IPCA Empréstimos obtidos 531.933 25.267 31.584 37.900
Impacto sobre o resultado - IPCA 25.267 31.584 37.900
IMPACTO SOBRE RESULTADO -
APRECIAÇÃO DE ÍNDICES (2.154.128 ) (2.692.659 ) (3.231.191 )
F-194
(1) Premissas adotadas:
Provável 25% 50%
CDI 9,50 % 11,88 % 14,25 %
IPCA 4,75 % 5,94 % 7,13 %
TJLP 7,50 % 9,38 % 11,25 %
IGPM 4,71 % 5,89 % 7,07 %
SELIC 9,50 % 11,88 % 14,25 %
• risco de desvalorização das taxas de juro:
Efeito sobre o resultado - receita (despesa)
Saldo em 31/12/2016
Cenário I - Provável 2017(1)
Cenário II (-25%)(1)
Cenário III (-50%)(1)
CDI Empréstimos obtidos 12.701.548 (1.206.647 ) (904.985 ) (603.324 )
Impacto sobre o resultado - CDI (1.206.647 ) (904.985 ) (603.324 )
TJLP Empréstimos obtidos 10.063.827 (754.787 ) (566.090 ) (377.394 )
Debêntures emitidas 201.375 (15.103 ) (11.327 ) (7.552 )
Impacto sobre o resultado - TJLP (769.890 ) (577.418 ) (384.945 )
IGPM Leasing comercial 1.169.504 (55.084 ) (41.313 ) (27.542 )
Empréstimos concedidos 241.721 11.385 8.539 5.693
Impacto sobre o resultado - IGPM (43.699 ) (32.774 ) (21.849 )
SELIC Empréstimos obtidos 1.675.353 (159.159 ) (119.369 ) (79.579 )
Impacto sobre o resultado - SELIC (159.159 ) (119.369 ) (79.579 )
IPCA Empréstimos obtidos 531.933 25.267 18.950 12.633
Impacto sobre o resultado - IPCA 25.267 18.950 12.633
IMPACTO NO RESULTADO - DEPRECIAÇÃO DE ÍNDICES (2.154.128 ) (1.615.596 ) (1.077.064 )
(1) Premissas adotadas:
Provável -25% -50%
CDI 9,50 % 7,13 % 4,75 %
IPCA 4,75 % 3,56 % 2,38 %
TJLP 7,50 % 5,63 % 3,75 %
IGPM 4,71 % 3,53 % 2,36 %
SELIC 9,50 % 7,13 % 4,75 %
De acordo com os contratos de swap de taxa de juros, a Empresa concorda em trocar a diferença entre valores fixos e de taxa de juros
flutuantes calculados a partir do valor nocional acordado. Estes contratos permitem que a Empresa mitigue o risco de uma alteração
nas taxas de juros no valor justo da dívida emitido à taxa de juros fixos, e na exposição dos fluxos de caixa para a dívida de taxa
flutuante emitida. O valor justo de swaps de taxa de juros no final do exercício e o risco de crédito inerente a esse tipo de contrato são
demonstrados a seguir. A taxa média de juros é baseada em saldos devedores a pagar no final do exercício.
A tabela a seguir demonstra o valor do principal e o prazo remanescente para os contratos de swap de taxa de juros em circulação no
final do período de referência:
Montantes contratados Valores Justos
Tipo Transação (nominais) Taxas usadas Vencimento 31/12/2016 31/12/2015
Libor X Antes dos impostos 03/2011 50.000 3,2780 % 10/08/2020 (2.642 ) (5.497 )
Libor X Antes dos impostos 04/2011 100.000 3,3240 % 10/08/2020 (5.437 ) (11.266 )
Libor X Antes dos impostos 09/2012 25.000 1,6795 % 27/11/2020 157 (226 )
Libor X Antes dos impostos 10/2012 25.000 1,6295 % 27/11/2020 211 (133 )
Libor X Antes dos impostos 11/2012 75.000 1,6285 % 27/11/2020 636 (394 )
Libor X Antes dos impostos 12/2012 75.000 1,2195 % 29/11/2017 82 (307 )
Libor X Antes dos impostos 13/2012 75.000 1,2090 % 29/11/2017 88 (286 )
Libor X Antes dos impostos 14/2012 50.000 1,2245 % 29/11/2017 53 (211 )
Libor X Antes dos impostos 15/2012 50.000 1,1670 % 29/11/2017 73 (134 )
Libor X Antes dos impostos 16/2012 50.000 1,1910 % 29/11/2017 65 (166 )
Libor X Antes dos impostos 17/2012 50.000 1,2105 % 29/11/2017 58 (192 )
Libor X Antes dos impostos 18/2012 25.000 1,1380 % 29/11/2017 42 (47 )
TOTAL 650.000 (6.614 ) (18.860 )
F-195
As operações classificadas como hedge de fluxo de caixa geraram no período fiscal um resultado positivo global de R$ 11.684 no ano.
(Resultado negativo de R$ 468 em 31 de dezembro de 2015).
Com a designação de swaps de contabilização de hedge, no exercício findo em 31 de dezembro de 2016, a Empresa reconheceu
R$ 14.160 em despesas financeiras relacionadas com swaps. (R$ 20.996 em 31 de dezembro de 2015).
43.3.3 - Risco de preço - commodities
Em 2004, a subsidiária Eletronorte assinou contratos de longo prazo para o fornecimento de energia elétrica para três de seus principais
clientes. Parte da receita desses contratos de longo prazo está associada ao pagamento de um ágio relacionado ao preço internacional do
alumínio, cotado na Bolsa de Metais de Londres (LME) como um ativo de referência na determinação de ágios mensais.
O ágio pode ser considerado como um componente de um contrato híbrido (combinado), que inclui um contrato não derivado que
abriga um derivado, de modo que o fluxo de caixa do instrumento combinado varia em algumas circunstâncias, como se fosse um
derivado isolado.
A seguir estão os detalhes do contrato:
Data do Contrato
CLIENTE Inicial Final Volume médio em Megawatts (MW)
Albrás 01/07/2004 31/12/2024 750 através de 31/12/2006 e 800
começando em 01/01/2007
BHP 01/07/2004 31/12/2024 315 MW
Estes contratos incluem o conceito de um teto e piso relacionado ao preço do alumínio cotado na LME. O limite de preço máximo e
mínimo na LME são US$ 2.773,21/ton. e US$ 1.450,00/ton, respectivamente.
Para atribuir um valor justo à parte híbrida de um contrato, é necessário identificar os principais componentes que quantificam o valor
cobrado mensalmente. As principais variáveis do contrato são: a quantidade de energia vendida (MWh*), o preço atribuído à LME e a
taxa de câmbio no período de faturamento.
Considerando que o ágio está associado ao preço da matéria prima alumínio na LME, é possível atribuir um valor de mercado destes
contratos. O preço LME foi citado em dezembro de 2016 em US$ 1.722,17/ton, o que representou uma variação positiva de 15,17%
em relação ao preço em Dezembro de 2015, que foi de US$ 1.495,35/ton.
No mesmo ano da análise, o real valor perdeu frente ao dólar, com a taxa de câmbio passando de R$ 3,87 para R$ 3,35. A diminuição
do preço do alumínio contribuiu para minimizar o valor de mercado esperado de derivados, compensando a desvalorização do dólar no
período.
A perda na operação com derivativos em 2016 foi de R$ 182.462 (ganhos em 31/12/2014 R$ 213.599) e é mostrado na demonstração
de resultados.
F-196
* Informações não auditadas pelos auditores independentes
a) - Análise de sensibilidade em derivativos embutidos indexados ao preço do alumínio
As análises de sensibilidade foram realizadas em contratos de fornecimento de energia para os consumidores intensivos Albras e BHP,
uma vez que eles têm uma cláusula contratual que relaciona o ágio à variação no preço do alumínio no mercado internacional.
Desta forma, a sensibilidade foi obtida para estes contratos híbridos para a variação do preço do prêmio ganho, conforme a tabela
abaixo. Os componentes de volatilidade no ágio são basicamente: preço do alumínio primário na LME, a taxa de câmbio e a taxa CDI
(Depósito Interbancário). É possível constatar abaixo o impacto de cada cenário sobre os resultados da empresa.
Para o cenário II (redução de 50%) o preço esperado por tonelada de alumínio oferecido na LME está abaixo do preço mínimo para a
determinação do ágio do contrato (US$ 1.450), portanto, o valor é zerado, afetando a avaliação pelo valor de mercado do derivativo
embutido.
Quanto à variação obtida entre os cenários III e IV (aumento de 25% e 50%), a grande variação constatada decorre da aplicação das
referidas porcentagens à taxa de câmbio, preço do alumínio, e CDI.
As análises de sensibilidade foram criadas em conformidade com a Instrução CVM 475/2008, com o objetivo de medir o impacto das
mudanças nas variáveis de mercado em cada um dos instrumentos financeiros da Empresa. Portanto, estas são projeções com base em
avaliações de cenários macroeconômicos, e não significa que as operações terão os valores apresentados no período de análise
considerado.
Saldo em 31/12/2016
Cenário I (+25%) Índices e Preços
Cenário II (+50%) Índices e Preços
228.773 686.496 886.555
43.3.4 - Risco de crédito
Este risco é oriundo da possibilidade da Empresa e suas controladas sofrerem perdas decorrentes de uma dificuldade em realizar seus
recebíveis de clientes e de instituições financeiras contrapartes em operações inadimplentes.
Por meio de suas controladas, a Empresa opera nos mercados de geração e transmissão de energia elétrica, suportados por contratos
assinados em um ambiente regulado. A Empresa busca minimizar os riscos de crédito por meio de mecanismos de garantia
envolvendo recebíveis de clientes, e quando aplicável, por meio de garantias bancárias. No setor de distribuição, a Empresa, por meio
de suas controladas, monitora as taxas de inadimplência, analisando detalhes sobre seus clientes.
O risco de crédito relativo a contas a receber de clientes (ver nota 7) concentra-se em atividades de distribuição, no montante de
R$ 2.395.918 ou 38% (R$ 2.178.241 ou 35% em 31 de dezembro de 2015) do saldo devedor no final do exercício em 31 de dezembro
de 2016, e sua principal característica é o alto nível de difusão, uma vez que considera um volume significativo de vendas a
consumidores residenciais.
F-197
No que diz respeito aos recebíveis de empréstimos concedidos (ver nota 8), com exceção da operação financeira com a subsidiária
conjunta de Itaipu, cujo risco de crédito é baixo devido à inclusão do custo de empréstimos na taxa de comercialização de energia da
subsidiária conjunta, conforme definido nos termos do Tratado Internacional firmado entre os governos do Brasil e do Paraguai, a
concentração de risco de crédito com qualquer outra contraparte individual não superou 5% do saldo devedor durante o ano.
A disponibilidade de caixa excedente é investida em fundos não-mercantis exclusivos, de acordo com os regulamentos específicos do
Banco Central do Brasil. Este fundo é composto inteiramente de títulos do governo custodiados pela Selic, sem exposição ao risco da
contraparte.
Em qualquer relacionamento com instituições financeiras, a Empresa tem a prática de realizar operações apenas com instituições de
baixo risco, a critério das agências de classificação, e que atendem aos requisitos de capital pré-definidos e formalizados. Além disso,
os limites de crédito são definidos, os quais são revisados periodicamente.
Quando as operações de derivativos são realizadas no mercado de balcão, elas contêm riscos de contraparte que, dados os problemas
apresentados pelas instituições financeiras em 2008 e 2009, são relevantes. Para mitigar este risco, a Empresa instituiu uma norma de
certificação para as instituições financeiras, a fim de realizar as operações de derivativos. Esta norma define critérios relacionados ao
tamanho, classificação e especialidade no mercado de derivativos, a fim de selecionar as instituições que podem realizar operações
com a Empresa. Atualmente, a Empresa seleciona as 20 melhores instituições financeiras duas vezes por ano, com base nos critérios
mencionados, como instituições credenciadas para realizar operações de derivativos com a Empresa. Além disso, a empresa
desenvolveu uma metodologia para controlar a exposição às instituições credenciadas, que define limites ao volume de operações a
serem realizadas com cada uma.
A Empresa monitora o risco de crédito de suas operações de swap, de acordo com a IFRS 13, mas não considera o risco de
incumprimento no saldo do valor justo de cada derivado pois, com base na exposição líquida ao risco de crédito, a Empresa pode
registrar sua carteira de swap nos livros, dada a operação não-forçada entre as partes na data de valorização. A Empresa considera o
risco de incumprimento apenas na análise de simulação retrospectiva de cada relacionamento designado para contabilidade de
cobertura.
Além disso, a Empresa está exposta ao risco de crédito relativo a garantias financeiras concedidas aos bancos pela Controladora.
A exposição máxima da Empresa é o valor máximo que a Empresa terá de pagar caso a garantia seja executada.
43.3.5 - Risco de liquidez
As necessidades de liquidez da Empresa e de suas controladas são de responsabilidade do Tesouro e Departamentos de Angariação de
Fundos, que monitoram continuamente fluxos de caixa de curto, médio e longo prazo, ambos estimados e realizados, buscando evitar
possíveis discrepâncias e resultando em perdas financeiras e requisitos de liquidez de garantia para as necessidades operacionais.
A tabela abaixo analisam os passivos financeiros não derivativos da Eletrobras por faixa de vencimento, para o período remanescente
no balanço patrimonial até a data de vencimento contratual. Os juros das obrigações contratuais também são contratuais de
reembolso/vencimento é baseada na data mais recente em que a Eletrobras deve quitar as respectivas obrigações, quand for o caso.
F-198
31/12/2016
Fluxo de pagamento
PASSIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não Circulante) Até 1 ano 1 a 2 anos 2 a 5 anos Mais de 5 anos Total
Mensurados pelo Custo Amortizado 20.420.991 19.541.472 25.956.948 12.925.271 78.844.681
Fornecedores 9.659.301 3.518.140 3.487.328 2.777.352 19.442.121
Empréstimos e financiamentos 9.440.941 15.718.925 21.822.739 8.297.782 55.280.386
Debêntures 12.442 10.300 41.200 137.433 201.375
Obrigações de ressarcimento 1.167.503 152.339 146.051 1.217.923 2.683.816
Arrendamento mercantil 136.662 139.524 418.571 474.748 1.169.504
Concessões a pagar UBP 4.142 2.244 41.060 20.033 67.479
Medido a Valor Justo através de lucro/perda 6.946 43.685 - - 50.631
Instrumentos derivativos 6.946 43.685 - - 50.631
31/12/2015
Fluxo de pagamento
PASSIVOS FINANCEIROS (Circulante/Não Circulante) Até 1 ano 1 a 2 anos 2 a 5 anos Mais de 5 anos Total
Mensurados pelo Custo Amortizado 18.331.212 19.570.442 28.492.678 23.999.600 90.393.931
Fornecedores 10.128.507 3.163.442 3.195.654 3.090.325 19.577.928
Empréstimos e financiamentos 7.312.379 16.138.249 24.723.419 17.884.178 66.058.224
Debêntures 357.226 31.668 57.202 116.378 562.474
Obrigações de ressarcimento 396.208 145.399 137.252 2.200.727 2.879.586
Arrendamento mercantil 132.972 91.684 339.679 687.820 1.252.155
Concessões a pagar UBP 3.920 - 39.472 20.172 63.564
Medido a Valor Justo através de lucro/perda 20.608 78.521 - - 99.129
Instrumentos derivativos 20.608 78.521 - - 99.129
Em 31 de dezembro de 2016, a Empresa estava em situação de déficit de capital de giro (ou seja, o passivo circulante total
consolidado excede o total do ativo circulante consolidado). Para corrigir a situação atual de deficiência de capital de giro da Empresa,
o Conselho de Administração da Empresa aprovou um plano de negócios estratégico com o objetivo de reduzir investimentos,
privatizar as empresas de distribuição, vender propriedades administrativas, vender algumas SPEs, estruturar uma estratégia de
planejamento tributário para otimizar os impostos da Empresa e melhorar o uso de créditos fiscais, implementar um plano de
desligamento voluntário e criar um centro de serviços compartilhados.
43.4 - Derivativos embutidos relacionados a debêntures conversíveis em ações
A subsidiária Eletronorte celebrou um contrato para a emissão de debêntures, em junho de 2011, e a liberação de recursos a partir de
2013, juntamente com o Banco da Amazônia S.A. (BASA), que administra os recursos do Fundo de Desenvolvimento da Amazônia
(FDA), para arrecadar fundos para a implementação do projeto.
Como este contrato tinha uma cláusula referente à opção de converter essas debêntures em ações da Empresa, com limite de 50% das
debêntures emitidas, o parecer da Sudam é que é possível atribuir um valor para o montante que seria atribuído à Sudam, se essa
conversão fosse feita.
Para determinar o valor, foi feita uma avaliação da empresa anteriormente investida, pela estimativa do valor de suas ações e o valor
atual do contrato, utilizando parâmetros para a determinação do valor do derivativo.
F-199
O ganho apurado no período findo em 31 de dezembro de 2016 é de R$ 36.252 (ganho de R$ 27.292 em 31 de dezembro de 2015) e é
apresentado na demonstração de resultado do período.
43.4.1 - Análises de Sensibilidade
As análises de sensibilidade dos contratos de debêntures foram realizadas, uma vez que há uma cláusula contratual que se refere à
opção de converter essas debêntures em ações da subsidiária Eletronorte.
Na análise a seguir, foram considerados diferentes cenários para a TJLP (taxa de juros de longo prazo), com os impactos
correspondentes sobre os resultados da Empresa. Para a análise de sensibilidade, para um cenário relevante, foram utilizadas
estimativas e/ou expectativas para 2016 e 2017, que foram, basicamente fundamentadas em pressupostos macroeconômicos obtidos a
partir do relatório FOCUS, distribuídos pelo Banco Central.
As análises de sensibilidade foram realizadas para a curva de pagamentos de serviço de dívida do Fundo de Desenvolvimento da
Amazônia (FDA), uma vez que este possui uma cláusula contratual referente à opção de converter 50% das ações da Empresa na data
de liquidação real de ações.
De acordo com o IAS 39, os contratos híbridos com elementos voláteis associados, sejam índices de preços e/ou commodities, devem
ser avaliados pelo valor de mercado. Desta forma, as demonstrações contábeis demonstrarão o valor justo da operação em cada data de
avaliação.
Assim, foi sensibilizada uma variação em relação à expectativa de realização da TJLP.
É possível verificar, abaixo, o impacto de cada cenário sobre os resultados da Empresa.
Saldo em 31 de dezembro
Cenário I (-25%) Índices e Preços
Cenário II (-50%) Índices e Preços
Cenário I (+25%) Índices e Preços
Cenário II (+50%) Índices e Preços
2016 44.017 37.488 30.774 50.122 55.673
O lucro líquido por ação é calculado através do ajuste da quantidade média ponderada de ações ordinárias em circulação, a fim de
assumir a conversão de todas as ações ordinárias dilutivas em potencial. A Empresa possui apenas uma categoria de ações ordinárias
dilutivas em circulação: dívida conversível (empréstimos compulsórios). Assume-se que a dívida conversível foi convertida em ações
ordinárias e que o lucro líquido é ajustado para eliminar a despesa financeira menos o efeito fiscal.
F-200
NOTA 44 - INFORMAÇÕES POR SEGMENTO DE NEGÓCIO
As informações dos segmentos operacionais, correspondentes a 31 de dezembro de 2016, 31 de dezembro de 2015 e
31 de dezembro de 2014, são as seguintes:
31/12/2016
Geração Transmissão
Gestão
Regime de Exploração Sistema O&M
Sistema de Exploração Sistema O&M Distribuição
Eliminação entre
segmentos Total
Receita operacional líquida 177.405 16.084.829 1.626.261 1.604.010 31.951.699 11.591.536 (2.286.887 ) 60.748.853
Custos e despesas operacionais (16.363.987 ) (15.152.642 ) (2.558.582 ) (2.516.547 ) (4.842.825 ) (18.906.149 ) 14.498.405 (45.842.327 )
Resultado operacional antes do
resultado financeiro (16.186.582 ) 932.187 (932.321 ) (912.537 ) 27.108.874 (7.314.613 ) 12.211.518 14.906.526
Lucro/perda financeira (978.970 ) (1.743.807 ) (619.292 ) (179.444 ) 306.918 (2.658.306 ) (56.410 ) (5.929.311 )
Lucro/perda em Participações
Societárias 21.251.801 - - - - - (18.046.290 ) 3.205.511
Imposto de renda e contribuições
sociais (67.593 ) 532.531 165.617 (167.351 ) (8.974.023 ) - - (8.510.819 )
Lucro Líquido (Prejuízo) do período 4.018.656 (279.089 ) (1.385.996 ) (1.259.332 ) 18.441.769 (9.972.919 ) (5.891.182 ) 3.671.906
31/12/2015
Geração Transmissão
Gestão
Regime de Exploração Sistema O&M
Sistema de Exploração Sistema O&M Distribuição
Eliminação entre
segmentos Total
Receita operacional líquida 348.022 15.374.584 1.747.836 1.839.339 3.826.056 11.470.843 (2.017.842 ) 32.588.838
Custos e despesas operacionais (8.777.628 ) (18.881.866 ) (1.586.974 ) (3.253.891 ) (4.008.317 ) (13.603.990 ) 7.484.381 (42.628.284 )
Resultado operacional antes do
resultado financeiro (8.429.606 ) (3.507.282 ) 160.862 (1.414.552 ) (182.261 ) (2.133.147 ) 5.466.539 (10.039.446 )
Lucro/perda financeira 3.958.904 (1.281.380 ) (656.829 ) (573.184 ) (240.949 ) (2.831.624 ) (73.962 ) (1.699.024 )
Lucro/perda em Participações
Societárias (6.091.974 ) - - - - - 6.623.420 531.446
Imposto de renda e contribuições
sociais (870.858 ) (126.772 ) 89 256.947 19.553 10.929 - (710.112 )
Lucro Líquido (Prejuízo) do
período (11.433.534 ) (4.915.434 ) (495.878 ) (1.730.789 ) (403.657 ) (4.953.842 ) 12.015.997 (11.917.136 )
31/12/2014
Geração Transmissão
Gestão
Sistema de Exploração Sistema O&M
Sistema de Exploração Sistema O&M Distribuição
Eliminação entre
segmentos Total
Receita operacional líquida 81.591 15.539.810 1.555.217 1.998.366 2.979.323 9.390.777 (1.407.277 ) 30.137.807
Custos e Despesas Operacionais (9.115.663 ) (12.882.939 ) (1.755.679 ) (1.911.569 ) (2.791.777 ) (7.666.904 ) 2.143.267 (33.981.263 )
Banco (9.034.072 ) 2.656.871 (200.462 ) 86.797 187.546 1.723.873 735.990 (3.843.456 )
Receitas financeiras 2.463.318 (135.757 ) 420.005 (270.551 ) (30.111 ) (1.739.995 ) (12.284 ) 694.625
Rendimento do capital próprio (1.575.940 ) - - - - - 267.636 (1.308.304 )
Imposto de renda e contribuição
social (242.095 ) (2.690.448 ) (1.308.867 ) 3.422.263 (903.792 ) 22.421 - (1.700.518 )
Lucro líquido (perda) do exercício (8.388.789 ) (169.334 ) (1.089.324 ) 3.238.509 (746.357 ) 6.299 991.342 (6.157.653 )
A coluna de eliminação entre segmentos é representada pelos ajustes ocorridos entre os segmentos para conciliar os segmentos
reportáveis com o resultado da Empresa nos exercícios apresentados. Os valores apresentados acima estão substancialmente
relacionados aos resultados do método de equivalência patrimonial nas coligadas nos montantes de R$ 18.046.290 em 2016,
R$ 6.623.420 em 2015 e R$ 267.636 em 2014, e o reconhecimento de passivos não financiados sobre participações em controladas
nos valores de R$ 12.155.108 em 2015, R$ 5.392.577 em 2015 e R$ 831.851 em 2014.
F-201
As eliminações entre segmentos relacionadas às receitas e despesas de juros estão apresentadas na tabela abaixo. Não há conciliações
de diferentes políticas contábeis.
Para melhorar a apresentação de nossos resultados financeiros, reclassificamos os resultados das operações de geração de nossas
controladas Amazonas D e Boa Vista para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e 2014, para o segmento de distribuição.
Rendimentos e despesas de juros por segmento:
31/12/2016
Gestão Geração Transmissão Distribuição Eliminação Total
Receita de juros 3.479.762 28.623 36.498 - (2.390.873 ) 1.154.010
Despesas de juros (2.613.556 ) (1.744.244 ) (1.101.056 ) (3.579.897 ) 2.662.917 (6.375.836 )
Total 866.206 (1.715.621 ) (1.064.558 ) (3.579.897 ) 272.044 (5.221.826 )
31/12/2015
Gestão Geração Transmissão Distribuição Eliminação Total
Receita de juros 3.007.812 25.755 34.199 - (1.939.360 ) 1.128.406
Despesas de juros (2.456.810 ) (1.418.341 ) (1.062.270 ) (3.268.435 ) 1.865.398 (6.340.458 )
Total 551.002 (1.392.586 ) (1.028.071 ) (3.268.435 ) (73.962 ) (5.212.052 )
31/12/2014
Gestão Geração Transmissão Distribuição Eliminação Total
Receita de juros 2.410.701 24.682 34.139 - (1.398.415 ) 1.071.107
Despesas de juros (1.510.250 ) (993.809 ) (817.066 ) (1.521.002 ) 1.393.393 (3.448.734 )
Total 900.451 (969.127 ) (782.927 ) (1.521.002 ) (5.022 ) (2.377.627 )
Receita de consumidores externos por segmento:
31/12/2016
Geração Transmissão Distribuição Total
Suprimento (venda) de Eletricidade 12.885.622 - - 12.885.622
Fornecimento de Eletricidade 2.945.506 - 15.208.202 18.153.708
Eletricidade a curto prazo 1.242.016 - - 1.242.016
CVA e outros itens financeiros - - (339.405 ) (339.405 )
Efeito Financeiro de Itaipu (346.638 ) - - (346.638 )
Receitas de operação e manutenção 2.178.699 2.975.690 - 5.154.389
Receita de construção 41.316 1.174.703 1.165.611 2.381.630
Financeiro - Retorno sobre o investimento - 29.406.261 - 29.406.261
Total da receita bruta 18.946.521 33.556.654 16.034.408 68.537.583
31/12/2015
Geração Transmissão Distribuição Total
Suprimento (venda) de Eletricidade 12.310.243 - - 12.310.243
Fornecimento de Eletricidade 3.571.809 - 14.835.424 18.407.233
Eletricidade a curto prazo 1.811.552 - - 1.811.552
CVA e outros itens financeiros - - 324.120 324.120
Efeito Financeiro de Itaipu 234.425 - - 234.425
Receitas de operação e manutenção 1.882.637 2.695.611 - 4.578.248
Receita de construção 148.403 2.077.616 1.011.518 3.237.537
Financeiro - Retorno sobre o investimento - 838.087 - 838.087
Total da receita bruta 19.959.069 5.611.314 16.171.062 41.741.445
F-202
31/12/2014
Geração Transmissão Distribuição Total
Suprimento (venda) de energia 12.213.839 - - 12.213.839 Suprimento de energia 3.317.103 - 7.310.337 10.627.440 Energia a curto prazo 3.817.976 - - 3.817.976 CVA e outros itens financeiros - - 1.339.294 1.339.294 Efeito financeiro Itaipu (97.740 ) - - (97.740 ) Rendimentos de operação e manutenção 1.803.127 2.201.268 - 4.004.395 Rendimento de construção 240.040 1.786.195 873.413 2.899.648 Financeiro - Retorno do investimento - 714.409 - 714.409
Total da receita bruta 21.294.345 4.701.872 9.523.044 35.519.261
Receita entre segmentos:
31/12/2016
Gestão Geração Transmissão Total
Suprimento (venda) de Eletricidade do segmento de
distribuição - 1.127.914 - 1.127.914
Suprimento (venda) de Eletricidade do segmento de
geração - 726.513 - 726.513
Receita de Transmissão - O&M do segmento de
geração - - 286.936 286.936
Receita de Transmissão - O&M do segmento de
distribuição - - 123.727 123.727
Receita de juros, segmento de geração 552.746 - - 552.746
Receita de juros, segmento de transmissão 836.583 - - 836.583
Receita de juros, segmento de distribuição 1.001.544 - - 1.001.544
Total 2.390.873 1.854.427 410.663 4.655.963
31/12/2015
Gestão Geração Transmissão Total
Suprimento (venda) de Eletricidade do segmento de
distribuição - 928.993 - 928.993 Suprimento (venda) de Eletricidade do segmento de
geração - 486.478 - 486.478 Receita de Transmissão - O&M do segmento de
geração - - 307.418 307.418 Receita de Transmissão - O&M do segmento de
distribuição - - 112.893 112.893 Receita de juros, segmento de geração 477.484 - - 477.484 Receita de juros, segmento de transmissão 757.365 - - 757.365 Receita de juros, segmento de distribuição 704.511 - - 704.511
Total 1.939.360 1.415.471 420.311 3.775.142
31/12/2014
Gestão Geração Transmissão Total
Suprimento (venda) de Eletricidade do segmento de distribuição - 306.695 - 306.695 Suprimento (venda) de Eletricidade do segmento de geração - 698.061 - 698.061 Receita de Transmissão - O&M do segmento de geração - - 338.374 338.374 Receita de Transmissão - O&M do segmento de distribuição - - 64.147 64.147 Receita de juros, segmento de geração 252.750 - - 252.750 Receita de juros, segmento de transmissão 638.405 - - 638.405 Receita de juros, segmento de distribuição 507.260 - - 507.260
Total 1.398.415 1.004.756 402.521 2.805.692
F-203
Adições ao ativo não circulante por segmento:
31/12/2016
Gestão Geração Transmissão Distribuição Total
Imobilizado 186.369 2.290.771 - - 2.477.140
Intangíveis 58.993 54.981 500 38.073 152.547
Total 245.362 2.345.752 500 38.073 2.629.687
31/12/2015
Gestão Geração Transmissão Distribuição Total
Imobilizado 230.633 3.909.258 - - 4.139.891
Intangíveis 61.331 52.811 87.463 182.703 384.308
Total 291.964 3.962.069 87.463 182.703 4.524.199
31/12/2014
Gestão Geração Distribuição Total
Imobilizados 205.164 2.596.694 - 2.801.858
Intangíveis 75.524 19.575 34.844 129.943
Total 280.688 2.616.269 34.844 2.931.801
Ativos não circulantes por segmento:
31/12/2016
Gestão Geração Transmissão Distribuição Total
Ativos não circulantes
Imobilizado 1.848.030 24.065.771 - 899.124 26.812.925
Intangíveis 419.775 151.877 83.837 106.249 761.738
Total 2.267.805 24.217.648 83.837 1.005.373 27.574.663
31/12/2015
Gestão Geração Transmissão Distribuição Total
Ativos não circulantes
Imobilizado 1.774.081 26.748.578 - 956.821 29.479.480
Intangíveis 452.068 146.173 88.392 248.518 935.151
Total 2.226.149 26.961.916 88.392 1.205.339 30.481.796
31/12/2014
Gestão Geração Transmissão Distribuição Total
Ativos não circulantes
Imobilizado 1.781.051 28.309.979 - 1.014.518 31.105.549
Intangíveis 502.737 500.285 4.558 357.791 1.365.371
Total 2.283.788 28.810.264 4.558 1.372.309 32.470.920
F-204
Ativos por segmento:
31/12/2016
Gestão Geração Transmissão Distribuição Total
Depreciação e amortização 201.993 1.562.407 3.510 75.875 1.843.785
Constituição (reversão) de Contrato Oneroso - 1.904.749 (729.564 ) 1.019.313 2.194.498
Provisão para valor recuperação ativos (impairment) (1.852 ) 3.396.523 2.363.556 (221.165 ) 5.537.062
Total 200.142 6.863.679 1.637.502 874.023 9.575.346
31/12/2015
Gestão Geração Transmissão Distribuição Total
Depreciação e amortização 189.085 1.242.709 3.728 407.078 1.842.600
Provisão para valor recuperação ativos (impairment) (1.663 ) 5.470.206 336.762 22.328 5.827.633
Constituição (reversão) de Contrato Oneroso - 102.518 263.959 - 366.477
Total 187.422 6.815.433 604.449 429.406 8.036.710
31/12/2014
Gestão Geração Transmissão Distribuição Total
Depreciação e amortização 205.016 1.255.492 32 316.756 1.777.296
Provisão para valor recuperação ativos (impairment) 13.935 5.470.206 336.762 22.328 5.843.231
Constituição (reversão) de Contrato Oneroso - (1.577.072 ) (243.182 ) (295.259 ) (2.115.513 )
Total 218.951 5.148.626 93.612 43.825 5.505.014
F-205
NOTA 45 - TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
A principal empresa de controle da Empresa é a União (o Governo Federal), que detém 51% das ações ordinárias da Empresa (Ver
Nota 35).
As transações da Empresa com suas controladas, e sociedades de propósito específico são realizadas a preços e condições que são
definidas pelas partes, que levam em consideração os termos que poderiam ser aplicadas no mercado com partes não relacionadas.
Entre as principais operações que ocorreram com partes relacionadas, gostaríamos de salientar empréstimos e financiamentos
concedidos com as condições acima mencionadas e/ou de acordo com a legislação específica sobre a matéria. As outras operações
foram baseadas levando também em consideração as condições que poderiam ser usuais no mercado.
31/12/2016 31/12/2015
EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA
PODER PÚBLICO FEDERAL
Clientes 2.245 - - 19.535 - -
Outros ativos 1.991 - - - - -
Empréstimos e financiamentos a pagar - 31.483.757 - - 19.833.145 -
Fornecedores (BR Distribuidora) - 5.937.476 - - 3.773.502 -
Obrigações de reembolso (RBNI) - 700.582 - - - -
Outra Receita - - 51.403 - - 96.432
4.236 35.660.802 51.403 19.535 23.606.647 96.432
TESOURO NACIONAL Obrigações - 2.705.947 - - 3.940.898 -
- 2.705.947 - - 3.940.898 -
NORTE BRASIL
Clientes 203 - - - - -
Fornecedores - 1.538 - - 1.459 -
Receita financeira - - 1.035 - - -
Outras despesas - - (14.267 ) - - (14.636 )
203 1.538 (13.232 ) - 1.459 (14.636 )
ETAU
Outras contas a receber 10 - - 9 - -
Juros sobre capital próprio/dividendos a
receber 5.616 - - 257 - -
Fornecedores - 4 - - 3 -
Receita de serviços prestados - - 928 - - 350
Outra Receita - - 10 - - 9
Encargos de uso de rede elétrica - - (43 ) - - (38 )
5.626 4 895 266 3 321
ESBR
Clientes 9.487 - - 4.526 - -
Adiantamentos para futuro aumento de
capital 535.200 - - 141.400 - -
Fornecedores - 17.630 - - 27.876 -
Energia comprada para revenda - 17.206 - - - -
Despesas, energia adquirida - - (399.299 ) - - (219.637 )
Receita de uso de Energia Elétric - - 48.206 - - -
Outra Receita - - 7.369 - - -
Despesas Financeiras - - (15.484 ) - - -
544.687 34.836 (359.208 ) 145.926 27.876 (219.637 )
COSTA OESTE
Juros/dividendos sobre capital próprio a
receber 300 - - 1.713 - -
Adiantamentos para futuro aumento de
capital - - - - - -
Fornecedores - 1 - - 1 -
Encargos de uso de rede elétrica - - (12 ) - - (10 )
300 1 (12 ) 1.713 1 (10 )
TSBE - Transmissora Sul Brasileira
de Energia S.A.
Outras contas a receber 8 - - 11 - -
Fornecedores - 7 - - 7 -
Receita de serviços prestados - - 2.736 - - 12.557
Outra Receita - - 83 - - 76
Encargos de uso de rede elétrica - - (82 ) - - (70 )
8 7 2.737 11 7 12.563
LIVRAMENTO
Clientes 153 - - - - -
Outras contas a receber 213 - - - - -
Adiantamentos para futuro aumento de
capital 220.027 - - 173.860 - -
Outros ativos 64.310 - - 64.310 - -
Receita de serviços prestados - - 659 - - -
Receita de uso de Energia Elétrica - - 256 - - -
Encargos de uso de rede elétrica - - - - - (2 )
Outra Receita - - - - - 179
284.703 - 915 238.170 - 177
Clientes 51 - - - - -
SANTA VITÓRIA
Outras contas a receber 581 - - - - -
Adiantamentos para futuro aumento de
capital 37.946 - - 36.492 - -
Outros ativos 29.400 - - 29.400 - -
Receita de serviços prestados - - 919 - - -
Receita de uso de Energia Elétrica - - 632 - - -
Outra Receita - - 158 - - -
67.978 - 1.709 65.892 - -
MARUMBI
Adiantamentos para futuro aumento de
capital 880 - - - - -
Juros/dividendos sobre capital próprio a 961 - - 775 - -
31/12/2016 31/12/2015
EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA
receber
Fornecedores - 2 - - 2 -
Outra Receita - - - - - 14
Encargos de uso de rede elétrica - - (23 ) - - (8 )
1.841 2 (23 ) 775 2 6
CHUÍ
Clientes 28 - - 431.913 - -
Outras contas a receber 288 - - - - -
Adiantamentos para futuro aumento de
capital 431.913 - - - - -
Receita de serviços prestados - - 1.041 - - -
Receita de uso de Energia Elétrica - - 356 - - -
432.229 - 1.397 431.913 - -
F-206
31/12/2016 31/12/2015
EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA
TDG
A receber 225 - - 355 - -
Adiantamentos para futuro aumento de
capital 101.000 - - 101.000 - -
Fornecedores - 115 - - 169 -
Receita de serviços prestados - - 2.688 - - 4.217
Encargos de uso de rede elétrica - - (1.432 ) - - (1.580 )
101.225 115 1.256 101.355 169 2.637
MANAUS TRANSMISSÃO
Juros/dividendos sobre capital próprio a
receber 3.934 - - 50 - -
Adiantamentos para futuro aumento de
capital 415 - - 26.800 - -
Outros ativos 1.067 - - 1.067 - -
Fornecedores - 1.994 - - 1.810 -
Outros passivos - - - - 8 -
Outra Receita - - - - - 2.573
Encargos de uso de rede elétrica - - (1.679 ) - - (20.825 )
5.416 1.994 (1.679 ) 27.917 1.818 (18.252 )
MADEIRA ENERGIA
Outras contas a receber 359.959 - - - - -
Receita financeira - - 55.759 - - -
359.959 - 55.759 - - -
IE MADEIRA
Juros/dividendos sobre capital próprio a
receber 30.630 - - 27.589 - -
Fornecedores - 1.547 - - 1.475 -
Contas a pagar - 335 - - 526 -
Receita de serviços prestados - - 199 - - 602
Outras despesas (receita) - - - - - 495
Encargos de uso de rede elétrica - - (51.903 ) - - (53.169 )
30.630 1.882 (51.704 ) 27.589 2.001 (52.072 )
MANAUS CONSTRUÇÃO
Juros/dividendos sobre capital próprio a
receber 9.178 - - 9.178 - -
9.178 - - 9.178 - -
STN
A receber 304 - - 273 - -
Juros/dividendos sobre capital próprio a
receber 8.974 - - - - -
Fornecedores - 842 - - 1.042 -
Receita de serviços prestados - - 3.503 - - 3.231
Encargos de uso de rede elétrica - - (9.887 ) - - (10.362 )
9.278 842 (6.384 ) 273 1.042 (7.131 )
INTESA - Integração Transmissora
de Energia S.A.
Juros sobre capital próprio/dividendos a
receber 1.172 - - 1.209 - -
Consumidores 548 - - - - -
Outros ativos - - - 317 - -
Fornecedores - 1.577 - - 1.482 -
Outra Receita - - 4.154 - - 3.673
Outras despesas - - (6.300 ) - - -
Encargos de uso de rede elétrica - - (7.719 ) - - (14.503 )
1.720 1.577 (9.865 ) 1.526 1.482 (10.830 )
EAPSA - Energética Águas da
Pedra S.A.
Clientes 190 - - 352 - -
Juros/dividendos sobre capital próprio a
receber 4.743 - - 2.181 - -
Outra Receita - - - - - 1.557
4.933 - - 2.533 - 1.557
SETE GAMELEIRAS
Clientes 9 - - 8 - -
Juros/dividendos sobre capital próprio a
receber 293 - - 437 - -
302 - - 445 - -
S. PEDRO DO LAGO
Clientes 9 - - 36 - -
Outras contas a receber 31 - - - - -
Juros/dividendos sobre capital próprio a
receber 341 - - 371 - -
Receita de serviços prestados - - 341 - - 335
381 - 341 407 - 335
PEDRA BRANCA
Clientes 9 - - 8 - -
Juros/dividendos sobre capital próprio a
receber 757 - - 542 - -
766 - - 550 - -
BRASVENTOS MIASSABA
Clientes 89 - - 152 - -
Outros ativos 75 - - 1 - -
Receita de uso de Energia Elétrica - - 1.415 - - 709
Outra Receita - - - - - 604
164 - 1.415 153 - 1.313
BRASVENTOS EOLO
Clientes 76 - - 129 - -
Adiantamentos para futuro aumento de
capital 316 - - 316 - -
Outros ativos 64 - - 1 - -
Receita de uso de Energia Elétrica - - 666 - - 605
Outra Receita - - 540 - - 517
456 - 1.206 446 - 1.122
ENERPEIXE
Clientes 285 - - 282 - -
Juros sobre capital próprio/dividendos a
receber 26.446 - - 34.686 - -
Fornecedores - 10 - - - -
31/12/2016 31/12/2015
EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA
Receita de serviços prestados - - 379 - - 13
Receita de uso de Energia Elétrica - - 2.475 - - 2.287
26.731 10 2.854 34.968 - 2.300
TRANSLESTE
Juros sobre capital próprio/dividendos a
receber 282 - - - - -
Fornecedores - 179 - - 164 -
Encargos de uso de rede elétrica - - (1.544 ) - - (1.515 )
- 179 (1.544 ) - 164 (1.515 )
TRANSUDESTE
Clientes 15 - - 14 - -
Outras contas a receber 14 - - 13 - -
Juros sobre capital próprio/dividendos a
receber 1.256 - - 1.033 - -
Fornecedores - 111 - - 102 -
Receita de serviços prestados - - 169 - - 157
Outra Receita - - 182 - - 165
Encargos de uso de rede elétrica - - (976 ) - - (947 )
1.285 111 (625 ) 1.060 102 (625 )
TRANSIRAPE
Juros sobre capital próprio/dividendos a
receber 678 - - 678 - -
Fornecedores - 111 - - 90 -
Encargos de uso de rede elétrica - - (885 ) - - (739 )
678 111 (885 ) 678 90 (739 )
CENTROESTE
Clientes 8 - - 63 - -
Outras contas a receber 62 - - - - -
Juros/dividendos sobre capital próprio a
receber 59 - - 59 - -
Fornecedores - 58 - - 54 -
Receita de serviços prestados - - 894 - - 1.068
Outra Receita - - 97 - - 89
Encargos de uso de rede elétrica - - (672 ) - - (645 )
Outras despesas - - (1 ) - - -
129 58 318 122 54 512
BAGUARI
Clientes 23 - - 22 - -
Juros/dividendos sobre capital próprio a
receber - - - 2.462 - -
Adiantamentos para futuro aumento de
capital 316 - - 315 - -
Receita de uso de Energia Elétrica - - 212 - - 193
339 - 212 2.799 - 193
F-207
31/12/2016 31/12/2015
EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA
RETIRO BAIXO
Juros/dividendos sobre capital próprio a receber 2.107 - - 1.225 - -
Adiantamentos para futuro aumento de capital 1.225 - - - - -
Receita Financeira - - - - - 7.173
3.332 - - 1.225 - 7.173
SERRA FACÃO ENERGIA
Juros/dividendos sobre capital próprio a receber 80 - - 9.154 - -
Receita de serviços prestados - - 142 - - 154
Outras despesas - - (20 ) - - -
80 - 122 9.154 - 154
CHAPECOENSE
Outros a receber 740 - - 740 - -
Juros sobre capital próprio/dividendos a receber 24.625 - - 22.288 - -
25.365 - - 23.028 - -
INAMBARI Outra Receita - - 34 - - 30
- - 34 - - 30
TRANSENERGIA RENOVÁVEL
Juros sobre capital próprio/dividendos a receber 14.762 - - 13.979 - -
Fornecedores - 64 - - 57 -
Encargos de uso de rede elétrica - - (723 ) - - (706 )
Despesas Financeiras - - (1 ) - - -
14.762 64 (724 ) 13.979 57 (706 )
MGE TRANSMISSÃO
Clientes 16 - - 15 - -
Outras contas a receber 161 - - 148 - -
Juros sobre capital próprio/dividendos a receber 6.547 - - 11.447 - -
Fornecedores - 113 - - 119 -
Receita de serviços prestados - - 1.679 - - 1.685
Outra Receita - - 183 - - 167
Encargos de uso de rede elétrica - - (1.393 ) - - (1.389 )
Despesas Financeiras - - (6 ) - - -
6.724 113 463 11.610 119 463
GOIAS TRANSMISSÃO
Outras contas a receber 254 - - 229 - -
Juros sobre capital próprio/dividendos a receber 17.936 - - 23.857 - -
Fornecedores - 192 - - 204 -
Receita de serviços prestados - - 3.258 - - 2.331
Encargos de uso de rede elétrica - - (2.340 ) - - (2.327 )
Despesas Financeiras - - (9 ) - - -
18.190 192 909 24.086 204 4
TRANSENERGIA GOIAS
Outras contas a receber 29 - - - - -
Juros/dividendos sobre capital próprio a receber 465 - - - - -
Fornecedores - 22 - - - -
Receita de serviços prestados - - 58 - - -
Outra Receita - - 169 - - -
Encargos de uso de rede elétrica - - (100 ) - - -
494 22 127 - - -
TRANS. SÃO PAULO
Clientes 7 - - 18 - -
Outras contas a receber - - - 83 - -
Juros sobre capital próprio/dividendos a receber 2.557 - - 4.275 - -
Fornecedores - 39 - - 13 -
Receita de serviços prestados - - 1.701 - - 976
Outra Receita - - 198 - - 78
Encargos de uso de rede elétrica - - (336 ) - - (297 )
2.564 39 1.563 4.376 13 757
CALDAS NOVAS
Clientes 15 - - - - -
Outras contas a receber - - - 73 - -
Juros sobre capital próprio/dividendos a receber 1.038 - - 452 - -
Fornecedores - 3 - - 3 -
Receita de serviços prestados - - 891 - - 724
Outra Receita - - 175 - - 160
Encargos de uso de rede elétrica - - (36 ) - - -
1.053 3 1.030 525 3 884
IE GARANHUNS
Juros sobre capital próprio/dividendos a receber 9.891 - - 5.780 - -
Fornecedores - 529 - - - -
Receita de serviços prestados - - 445 - - -
9.891 529 445 5.780 - -
LUZIÂNIA NIQUELÂNDIA
TRANSMISSORA
Clientes 7 - - 6 - -
Fornecedores - 16 - - - -
Receita de serviços prestados - - 616 - - 110
Outra Receita - - 80 - - 30
Encargos de uso de rede elétrica - - (197 ) - - (105 )
7 16 499 6 - 35
TSLE - Transmissora Sul Litorânea
de Energia S.A.
Outras contas a receber 3 - - 18 - -
Adiantamentos para futuro aumento de capital 87.394 - - 84.847 - -
Fornecedores - 11 - - -
Contas a pagar - - - - 11 -
Receita de serviços prestados - - 812 - - 570
Outra Receita - - 41 - - 51
Encargos de uso de rede elétrica - - (131 ) - - (81 )
87.397 11 722 84.865 11 540
NORTE ENERGIA (Belo Monte)
Clientes 3.965 - - 390 - -
Outros ativos - - - 54 - -
Adiantamentos para futuro aumento de capital - - - 326.671 - -
Receita de serviços prestados - - - - - 39.258
Outra Receita - - 57.119 - - 423
3.965 - 57.119 327.115 - 39.681
F-208
31/12/2016 31/12/2015
EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA
AETE
Outros ativos 191 - - 24 - -
Fornecedores - 175 - - 160 -
Receita de serviços prestados - - 2.533 - - -
Outra Receita - - - - - 2.251
Outras despesas - - 2.124 - - (2.126 )
191 175 4.657 24 160 125
BRASNORTE
Outros ativos 855 - - 106 - -
Fornecedores - 99 - - 88 -
Outra Receita - - - - - 3.523
Outras despesas - - (1.177 ) - - (1.176 )
855 99 (1.177 ) 106 88 2.347
TME - TRANSMISSORA
MATOGROSSENSE DE
ENERGIA
Clientes 22 - - - - -
Fornecedores - 239 - - 214 -
Outras despesas - - (21 ) - - (2.221 )
22 239 (21 ) - 214 (2.221 )
TRANSNORTE
Clientes 66 - - - - -
Fornecedores - 36 - - 36 -
Outras despesas - - (333 ) - - -
Encargos de uso de rede elétrica - - - - - (186 )
66 36 (333 ) - 36 (186 )
CTEEP
Empréstimos e financiamentos 154 - - 196 - -
Dividendos a receber 1.630 - - 2.187 - -
Outros ativos 641 - - - - -
Direitos de reembolso (RBNI) 39.114 - - - - -
Receita de juros, taxas, encargos e variação
cambial - - 17 - - 17
41.539 - 17 2.382 - 17
EMAE
Juros/dividendos sobre capital próprio a receber 6.213 - - 1.416 - -
Outras despesas - - 227 - - (89 )
6.213 - 227 1.416 - (89 )
Triângulo Mineiro Trans. S.A.
Outras contas a receber 11 - - 11 - -
Outra Receita - - - - - 25
Receita de serviços prestados - - 198 - - 578
11 - 198 11 - 603
CEPEL Despesas operacionais - - (12.670 ) - - (11.525 )
- - (12.670 ) - - (11.525 )
Paranaíba Transmissora de Energia
S.A.
Outras contas a receber - - - 70 - -
Receita de serviços prestados - - 667 - - 792
Encargos de uso de rede elétrica - - (527 ) - - -
- - 140 70 - 792
FRONTEIRA OESTE (FOTE)
Outras contas a receber 1.822 - - 1.042 - -
Adiantamentos para futuro aumento de capital 16.144 - - 14.155 - -
Receita de serviços prestados - - 777 - - 1.042
Outra Receita - - 15 - - -
Encargos de uso de rede elétrica - - (1 ) - - -
17.966 - 777 15.197 - 1.042
Vale do São Bartolomeu
Transmissora de Energia S.A.
Clientes 12 - - 220 - -
Outras contas a receber 389 - - - - -
Adiantamentos para futuro aumento de capital - - - 7.943 - -
Fornecedores - 7 - - - -
Receita de serviços prestados - - 760 - - 373
Outra Receita - - 515 - - 1.704
Encargos de uso de rede elétrica - - (53 ) - - -
401 7 1.222 8.163 - 2.077
SINOP Adiantamentos para futuro aumento de capital - - - 73.500 - -
- - - 73.500 - -
MATA DE SANTA GENEBRA
Outras contas a receber 1 - - 2 - -
Outra Receita - - 9 - - 292
Outras despesas - - - - - 4
1 - 9 2 - 296
LAGOA AZUL
TRANSMISSORA
Clientes - - - 396 - -
Outras contas a receber 8 - - - - -
Fornecedores - 27 - - - -
Receita de serviços prestados - - 368 - - -
Outra Receita - - 106 - - 395
Taxas sobre a utilização da rede - - (53 ) - - -
8 27 421 9.028 - 395
EÓLICA ITAGUAÇU DA BAHIA
SPE S.A.
Outras despesas - - - - - (1 )
- - - - - (1 )
ITAGUAÇU DA BAHIA
ENERGIAS RENOVÁVEIS
Adiantamentos para futuro aumento de capital 67.130 - - 34.300 - -
Receita de serviços prestados - - 1 - - -
67.130 - 1 34.300 - -
EÓLICA VENTOS DE SANTA
LUIZA SPE S.A.
Outras despesas - - - - - (1 )
- - - - - (1 )
EÓLICA VENTOS DE SANTA
MADALENA SPE S.A.
Outras despesas - - - - - (1 )
- - - - - (1 )
EÓLICA VENTOS DE SANTA
MARCELLA SPE S.A.
Outras despesas - - - - - (1 )
- - - - - (1 )
F-209
31/12/2016 31/12/2015
EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA
EÓLICA VENTOS DE SANTA
VERA SPE S.A.
Outras despesas - - - - - (1 )
- - - - - (1 )
EÓLICA VENTOS DE SANTO
ANTONIO SPE S.A.
Outras despesas - - - - - (1 )
- - - - - (1 )
EÓLICA VENTOS DE SÃO
BENTO SPE S.A.
Outras despesas - - - - - (1 )
- - - - - (1 )
EÓLICA VENTOS DE SÃO
CIRILO SPE S.A.
Outras despesas - - - - - (1 )
- - - - - (1 )
EÓLICA VENTOS DE SÃO
JOÃO SPE S.A. Outras despesas - - - - - (1 )
- - - - - (1 )
EÓLICA VENTOS DE SÃO
RAFAEL SPE S.A. Outras despesas - - - - - (1 )
- - - - - (1 )
BELO MONTE
TRANSMISSORA SPE S.A.
Outras contas a receber 553 - - 194.040 - -
Outros ativos 584 - - - - -
Despesas Financeiras - - (288 ) - - (1 )
- - (288 ) - - (1 )
ITAIPU
Empréstimos e financiamentos 10.770.787 - - 14.802.134 - -
Dividendos a receber 4.314 - 1.952 1.952 - -
Receita de juros, taxas, encargos e variação
cambial - - - - - 6.009.406
Despesas de juros, taxas, encargos e
variação cambial - - (1.417.999 ) - - -
10.775.100 - (1.416.047 ) 14.804.087 - 6.009.406
SANTO ANTONIO ENERGIA
Clientes 12.289 - - 9.501 - -
Outros a receber 748 - - 130.253 - -
Receita de serviços prestados - - 3.240 - - 3.005
Receita de uso de Energia Elétrica - - 60.653 - - 43.352
Receita financeira - - 26.747 - - -
Receita da venda de Eletricidade - - 72.051 - - 64.924
Outras despesas - - (723 ) - - -
13.037 - 161.968 139.754 - 111.281
ELETROS
Contribuições a pagar - patrocinador - 31.059 - - 23.555 -
Provisões - 394.035 - - 244.685 -
Contribuições do patrocinados - - (33.156 ) - - (31.693 )
Taxas - - (2.644 ) - - (2.410 )
- 425.094 (35.800 ) - 268.240 (34.103 )
CEEE-GT
Empréstimos e financiamentos - - - 4.883 - -
Direitos de reembolso (RBNI) 15.039 - - - - -
Receitas de juros, taxas e encargos - - 85 - - 607
15.039 - 85 4.883 - 607
ENERGISA MT
Empréstimos e financiamentos 264.723 - - 310.697 - -
Dividendos a receber 396 - - 4.403 - -
Receitas de juros, taxas e encargos - - 29.002 - - 30.911
265.119 - 29.002 315.100 - 30.911
CEMAR
Empréstimos e financiamentos 217.676 - - 275.939 - -
Dividendos a receber 25.506 - - - - -
Receitas de juros, taxas e encargos - - 20.359 - - 28.387
243.182 - 20.359 275.939 - 28.387
LAJEADO ENERGIA Dividendos a receber 9.692 - - 86.589 - -
9.692 - - 86.589 - -
CEB Lajeado
Dividendos a receber - - - 13.980 - -
Receitas de juros, taxas e encargos - - 672 - - -
- - 672 13.980 - -
Paulista Lajeado Dividendos a receber 1.210 - - 3.077 - -
1.210 - - 3.077 - -
CEEE-D
Empréstimos e financiamentos 24.368 - - 28.520 - -
Receitas de juros, taxas e encargos - - 1.854 - - 2.673
24.368 - 1.854 28.520 - 2.673
Empresa Celg de Participações -
CELGPAR
Outros passivos - Mútuo - - - - 117.080 -
Despesas Financeiras - - - - - 7.543
- - - - 117.080 7.543
CELG Geração e Transmissão -
CELG GT
Direitos de reembolso (RBNI) 6.809 - - - - -
Fornecedores - - - - 1.779 -
Outros passivos - - - - 50.355 -
Encargos de uso de rede elétrica - - - - - 13.493
Despesas atuariais - - - - - 484
Despesas Financeiras - - - - - 129
6.809 - - - 52.134 14.106
FOZ DO CHAPECÓ
Clientes 456 - - 434 - -
Outras contas a receber 123 - - - - -
Receita de serviços prestados - - 258 - - 134
Receita de uso de Energia Elétrica - - 5.209 - - 4.672
579 - 5.467 434 - 4.806
F-210
31/12/2016 31/12/2015
EMPRESAS NATUREZA DA TRANSAÇÃO ATIVO PASSIVO RECEITA ATIVO PASSIVO RECEITA
TIJOA PARTICIPAÇÕES E
INVESTIMENTOS S.A.
Clientes 385 - - 352 - -
Receita de uso de Energia Elétrica - - 4.319 - - 3.739
385 - 4.319 352 - 3.739
CSE CENTRO DE SOLUÇÕES
ESTRATÉGICAS S.A.
Receita de serviços prestados - - - - - 167
- - - - - 167
EMPRESA DE ENERGIA SÃO
MANOEL S.A.
Receita de serviços prestados - - 5.874 - - -
Outras despesas - - - - - (47.905 )
- - 5.874 - - (47.905 )
ENERGIA OLÍMPICA S.A. Outra Receita - - - - - 1
- - - - - 1
TELES PIRES PARTICIPAÇÕES
Despesas Financeiras - - (851 ) - - -
Outras despesas - - - - - (115.412 )
- - (851 ) - - (115.412 )
CIA HIDREL TELES PIRES
Clientes 4.560 - - 1.954 - -
Fornecedores - (531 ) - - - -
Energia comprada para revenda - 7.685 - - - -
Contas a pagar - 6.704 - - 2.218 -
Receita de serviços prestados - - - - - 3.253
Outra Receita - - - - - -
Receita de uso de Energia Elétrica - - 36.105 - - 9.926
Energia comprada para revenda - - (128.858 ) - - (18.614 )
4.560 13.858 (92.753 ) 1.954 2.218 (5.435 )
VAMCRUZ PARTICIPAÇÕES
S.A.
Dividendos - - - 523 - -
Adiantamentos para futuro aumento de
capital 43.099 - - 66.892 - -
43.099 - - 67.415 - -
Rei dos Ventos Outra Receita - - 1 - - -
- - 1 - - -
Rei dos Ventos 3 Geradora de
Energia S.A.
A receber 78 - - 75 - -
Receita de uso de Energia Elétrica - - 685 - - 622
78 - 685 75 - 622
CHAPADA DO PIAUÍ I S.A.
A receber 21 - - - - -
Outros ativos 492 - - 14.040 - -
513 - - 14.040 - -
Eólica Serra das Vacas Holding
S.A.
Adiantamentos para futuro aumento de
capital 9.442 - - 25.005 - -
9.442 - - 25.005 - -
Chapada do Piauí II Holding S.A.
Clientes 29 - - - - -
Adiantamentos para futuro aumento de
capital 35.213 - - - - -
35.242 - - - - -
BARAÚNAS I Dividendos 26 - - - - -
26 - - - - -
MUSSAMBÊ Dividendos 143 - - - - -
143 - - - - -
MORRO BRANCO I Dividendos 62 - - - - -
62 - - - - -
F-211
NOTA 46 - REMUNERAÇÃO DE PESSOAL-CHAVE
A remuneração do pessoal-chave da Empresa (conselheiros e diretores) é a seguinte:
31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014
Remuneração dos Diretores e Administradores 40.228 33.625 28.021
Salários e encargos sociais 8.006 6.511 5.934
Outro 4.045 2.700 1.938
52.279 42.836 35.893
NOTA 47 - EVENTOS SUBSEQUENTES
47.1 - Alienação do controle acionário da CELG Distribuição S.A. - CELG D no leilão de privatização.
Em 14 de fevereiro de 2017, foi celebrado o contrato de compra e venda das ações da CELG Distribuição S.A. (“CELG D”) entre a
Eletrobras, a Empresa Celg de Participações - CELGPAR e a ENEL BRASIL S/A, conforme o cronograma estabelecido.
A Eletrobras recebeu, nesta data, o valor de R$ 1.065.266 para essa alienação de ativos e reconheceu um ganho na venda no montante
de R$ 1.613.898.
47.2 - Portaria ANEEL nº 84
A ANEEL, por meio da Portaria nº 84, de 13 de janeiro de 2017, determinou que a Eletrobras, na qualidade de administradora,
devolva à Conta de Desenvolvimento Energético (“CDE”) e à Reserva Global de Reversão (“RGR”) o valor histórico de R$ 604.239
decorrente do pagamento da 1ª parcela de reivindicações prevista na Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012, convertida
na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, concedida principalmente às empresas de serviços públicos de energia elétrica.
Este montante deve ser atualizado pelos mesmos índices de correção previstos na Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de
1º de novembro de 2012, contados a partir da data em que esses pagamentos foram efetuados até a data da efetiva devolução aos
referidos fundos setoriais. A devolução do valor deverá ser efetuada em 6 (seis) parcelas iguais, mensais, devidamente atualizadas até
a data do efetivo pagamento, a partir de 1º de julho de 2017.
No que se refere aos valores devidos pelas controladas da empresa, aproximadamente R$ 501.000 já estão provisionados em relação
aos valores históricos.
A Eletrobras efetuará a cobrança dos valores devidos pelas concessionárias, incluindo as controladas da Eletrobras, para efetuar a
devolução dos recursos à CDE e RGR, nos termos da Portaria 084 da ANEEL de 13 de janeiro de 2017.
F-212
47.3 - Aportes de capital nas sociedades investidas da controlada Eletrosul
SPE Evento Valor
Chuí IX AFAC 618
ESBR AFAC 13.600
Fronteira Oeste AFAC 19.380
Hermenegildo I AFAC 729
Hermenegildo II AFAC 729
Hermenegildo III AFAC 1.525
Livramento AFAC 1.439
Teles Pires Capital 12.700
Paraíso AFAC 110
Total 50.830
47.4 - Fundo de Investimento em Direitos de Crédito - FIDC
A subsidiária Eletrosul estruturou a operação de crédito através da emissão de ações do Fundo de Investimento em Direitos de Crédito
Infinity DI (FIDC Infinity DI) no valor de R$ 690.000 vinculado aos recebíveis do Contrato de Concessão de Transmissão da Aneel nº
057/2001, a fim de levantar recursos para alocação ao plano de investimentos da Empresa, o reembolso de despesas, despesas ou
dívidas relacionadas a seus projetos de investimento, bem como ao resgate antecipado de todas as Notas Promissórias da 2ª emissão da
Eletrosul, com vencimento em 2 de março de 2017, no valor total de R$ 289.751. As condições da operação foram aprovadas pelo
Conselho de Administração da Eletrosul em 21 de junho de 2016 e seu pagamento ocorreu em 24 de janeiro de 2017. A oferta pública
de distribuição de ações seniores emitidas pelo FIDC Infinity DI foi registrada na CVM sob o nº CVM/SRE/RFD/2017/001 em
12 de janeiro de 2017. A ANEEL ratificou a operação por meio da Portaria nº 2.854, de 31 de outubro de 2016.
Detalhes do FIDC:
Período de Amortização: 5 anos
Ausência do Principal: 2 anos
Valor contábil das ações seniores: R$ 690 milhões
Valor líquido das ações subordinadas: R$ 60 milhões;
Amortização do principal: personalizado, a partir do 24º mês
Amortização dos juros: mensal
Taxa de Juros das Ações Seniores: Taxa CDI + 2% ao ano
47.5 - Pagamento denotas promissórias (Eletrosul)
Em 25 de janeiro de 2017, a subsidiária Eletrosul efetuou o pagamento das 500 notas promissórias relativas à segunda emissão no
valor total de R$ 289.751 (principal + remuneração).
47.6 - Aprovação da linha de crédito (Eletronorte)
Em 12 de janeiro de 2017, a Administração da Empresa aprovou, por meio da mediação da Eletrobrás, a assunção de empréstimos
junto à Caixa Econômica Federal, no montante de R$ 500.000, com o objetivo de reforçar o fluxo financeiro da Empresa.
F-213
47.7 - Orçamento anual da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE
Em 7 de fevereiro de 2017, a ANEEL emitiu a Resolução Ratificatória nº 2.202 que aprovou o orçamento para o exercício de 2017 da
conta CDE. O orçamento aprovado pela ANEEL inicialmente não contemplou os valores que foram objeto de renegociação firmada
em 2014 e 2015 entre as distribuidoras Amazonas D, Ceron, Eletroacre e Boa Vista (denominadas “distribuidoras”) e a Petrobras/BR
Distribuidora. Esses Acordos de Reconhecimento de Dívida, denominados “CCDs”, foram previamente autorizados pela legislação
aplicável e aprovados pela ANEEL.
Em 14 de fevereiro de 2017, as distribuidoras afetadas pelo corte orçamentário da ANEEL interpuseram a petição de reconsideração,
com efeito suspensivo, contra a Resolução Ratif. 2.202, o que foi negado pela ANEEL.
Em 2 de março de 2017, o Ministério de Minas e Energia publicou a Portaria nº 81 antecipando os recursos de programação financeira
da Conta CDE e a inclusão, para o ano de 2017, das parcelas mensais a serem pagas entre janeiro e dezembro de 2017 referente ao
Reconhecimento de Acordos de Dívida assinados até 31 de dezembro de 2016 entre as distribuidoras e a Petrobras/BR Distribuidora.
Em 7 de março de 2017, mediante a Resolução Ratificatória nº 2.204, de 7 de março de 2017, a ANEEL alterou a Resolução
Ratificatória nº 2.202, de 7 de fevereiro de 2017, que aprova o orçamento anual da Conta CDE para o ano de 2017, incluindo os
orçamentos dos montantes relativos aos CCD.
A Empresa acredita que os fundos, que foram anotados pela ANEEL, permanecerão nessa posição até que seja concluída a supervisão
do reprocessamento da conta CCC no período entre julho de 2009 e junho de 2016.
Em 31 de dezembro de 2016, a Empresa reconheceu provisão no montante de R$ 741.623 sob título de Direitos de Compensação -
CCC (ver Nota 11).
47.8 - Liminar contra remuneração das indenizações das transmissoras
A Associação Brasileira de Grandes Consumidores Livres (ABRACE) e outros interpuseram ação judicial, com pedido de liminar
contra o Governo Federal do Brasil e a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) referente à remuneração das indenizações das
empresas de transmissão que renovaram certas concessões antes de seu vencimento original em 2013.
Em 31 de dezembro de 2016, a Eletrobras, através de suas controladas, reconheceu um total de R$ 36,6 bilhões em relação a esses
ativos.
Em 10 de abril de 2017, foi proferida liminar parcial a favor da ABRACE e de outras entidades no âmbito do processo judicial
interposto pela ABRACE e outras contra a União e a ANEEL, visando a suspensão dos efeitos tarifários relativos ao pagamento dos
bens considerados não depreciados que existiam em 31 de março de 2000 (“RBSE”), devidos pelas empresas do segmento de
transmissão que renovaram seus contratos de concessão, em 2013, nos termos da Lei nº 12.783/2013.
F-214
A injunção interlocutória concedida a favor da ABRACE e outros não aprovou todas as reivindicações, incluindo a suspensão do
pagamento integral da tarifa de utilização do sistema de transmissão (TUST). No entanto, a liminar interlocutória foi concedida para
excluir das tarifas a serem pagas apenas pelos demandantes, a parcela referente à remuneração prevista no artigo 1º, terceiro parágrafo,
da Portaria MME nº 120/2016, que estabelece o custo de capital não incorporado desde a extensão dos contratos de concessão até o
processo tarifário.
Com base em parecer jurídico de advogado externo, a Empresa entende que as decisões tomadas até o presente não interferem com o
direito de receber os ativos da RBSE, conforme estabelecido pela Lei nº 12.783/2013 e pela Portaria MME nº 120/2016, que
garantiram o direito de receber tais valores, mesmo que sejam devidos pelo Governo Federal do Brasil. Assim, a Empresa entende que
não houve evidência objetiva de perda de valor recuperável.
47.9 - Suspensão da Revisão Tarifária para prestadores de serviços de distribuição
Em 24 de janeiro de 2017, a Portaria nº 23 do Ministério de Minas e Energia foi publicada, revogando o artigo 4º da Portaria MME nº
422/2016 que contemplava no seu conteúdo que a Empresa teria uma revisão tarifária em 31 de agosto de 2017.
47.10 - Ação Coletiva
Em 27 de março de 2017, foi emitido o resultado da audiência do pedido de dispensa e o Tribunal aceitou parcialmente os argumentos
da Eletrobras e parcialmente os argumentos das partes autoras. O processo passará agora para a fase de certificação e descoberta de
classe, sem criar uma obrigação financeira para a Eletrobras. (Ver nota 30).
F-215
Wilson Ferreira Junior Presidente
Armando Casado de Araujo Diretor de Finanças e Relações com Investidores
Lucia Casasanta Diretora de Conformidade
Luiz Henrique Hamann Diretor de Distribuição
Carlos Eduardo Gonzalez Baldi Diretor de Geração
Alexandre Vaghi de Arruda Aniz Diretor Administrativo e Jurídico
José Antônio Muniz Lopes Diretor de Transmissão
Rodrigo Vilella Ruiz
Contador
F-216
Anexo 3.2
ESTATUTO DA CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS
CAPÍTULO I
Da Denominação, Organização, Sede, Duração e Objeto
Art. 1º A Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobras é uma sociedade anônima de economia mista federal, constituída em
conformidade com a autorização contida na Lei nº 3.890-A, de 25 de abril de 1961, e organizada pelo presente Estatuto.
Art. 2º A Eletrobras, na qualidade de entidade da Administração Pública Federal indireta, reger-se-á pela Lei nº 3.890-A, de 1961, pela
legislação das sociedades por ações, pelas disposições especiais de leis federais, no que lhe forem aplicáveis, e pelo presente Estatuto.
Parágrafo único. Sujeitam-se a companhia, seus acionistas, administradores e membros do Conselho Fiscal às disposições do
Regulamento de Listagem Nível 1 de Governança Corporativa da BM&FBOVESPA (“Regulamento do Nível 1”).
Art. 3º A Eletrobras tem sede na Capital Federal e escritório central na cidade do Rio de Janeiro - RJ, e operará diretamente, ou por
intermédio de controladas ou empresas a que se associar, podendo, a fim de realizar seu objeto social, criar escritórios, no país ou no
exterior.
§ 1º A Eletrobras, diretamente ou por meio de suas controladas, poderá associar-se, com ou sem aporte de recursos, para constituição
de consórcios empresariais ou participação em sociedades, com ou sem poder de controle, no Brasil ou no exterior, que se destinem
direta ou indiretamente à exploração da produção ou transmissão de energia elétrica sob regime de concessão ou autorização.
§ 2º A validade de todos e quaisquer instrumentos celebrados diretamente pela Eletrobras ou por meio de suas controladas ou
subsidiárias, visando a concretização das possibilidades previstas no parágrafo primeiro deste artigo estará condicionada à previa
autorização de pelo menos 2/3 do total dos membros do Conselho de Administração.
§ 3º Para fins da associação de que trata o parágrafo primeiro, a Eletrobras será a responsável pelas operações de captação de recursos
que se fizerem necessárias à execução de seu objeto social, bem como daquelas de suas controladas ou subsidiárias, podendo delegar a
estas tal atividade, condicionada à previa autorização de pelo menos 2/3 do total dos membros do Conselho de Administração.
§ 4º Nas controladas que a Eletrobras vier a constituir, mediante prévia autorização legislativa, serão também observados, no que
forem aplicáveis, os princípios gerais da Lei no 3.890-A, de 1961, salvo quanto à estrutura da administração, que poderá adaptar-se às
peculiaridades e à importância dos serviços de cada uma, bem como às condições de participação dos demais sócios.
§ 5º As controladas obedecerão às normas administrativas, financeiras, técnicas e contábeis, tanto quanto possível, uniformes,
estabelecidas pela Eletrobras.
§ 6º Os representantes da Eletrobras na administração das sociedades, controladas ou não, de que esta participe, serão escolhidos pelo
seu Conselho de Administração.
§ 7º A sociedade é constituída por tempo indeterminado.
Art. 4º A Eletrobras tem por objeto social:
I - realizar estudos, projetos, construção e operação de usinas produtoras e linhas de transmissão e distribuição de energia elétrica, bem
como a celebração de atos de comércio decorrentes dessas atividades, tais como a comercialização de energia elétrica;
1
II - cooperar com o Ministério, ao qual se vincule, na formulação da política energética do país;
III - conceder financiamentos a empresas concessionárias de serviço público de energia elétrica sob seu controle, e prestar garantia, no
país ou no exterior, em seu favor, bem como adquirir debêntures de sua emissão;
IV - conceder financiamentos e prestar garantia, no país ou no exterior, em favor de entidades técnico-científicas de pesquisa sob seu
controle;
V - promover e apoiar pesquisas de interesse do setor energético, ligadas à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, bem
como estudos de aproveitamento de reservatórios para fins múltiplos;
VI - contribuir para a formação do pessoal técnico necessário ao setor de energia elétrica brasileiro, bem como para a preparação de
operários qualificados, mediante cursos especializados, podendo, também, conceder auxílio aos estabelecimentos de ensino do país ou
bolsas de estudo no exterior e assinar convênios com entidades que colaborem na formação de pessoal técnico especializado; e
VII - colaborar, técnica e administrativamente, com as empresas de cujo capital participe acionariamente e com órgãos do Ministério
ao qual se vincule.
CAPÍTULO II
Operações e Obrigações
Art. 5º A Eletrobras, na qualidade de entidade de coordenação técnica, financeira e administrativa do setor de energia elétrica, bem
como por delegação do poder público, consoante disposições legais vigentes, deverá, entre outras obrigações:
I - promover a construção e a respectiva operação, mediante controladas de âmbito regional, de centrais elétricas de interesse supra-
estadual e de sistemas de transmissão em alta e extra-alta tensões, que visem a integração interestadual dos sistemas elétricos, bem
como dos sistemas de transmissão destinados ao transporte da energia elétrica produzida em aproveitamentos energéticos binacionais;
II - promover estudos de usinas elétricas baseadas em fontes primárias não convencionais de energia;
III - opinar sobre concessões de geração elétrica requeridas à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, inclusive no que se
refere à adequação técnica, econômica e financeira de projetos de usinas nuclelétricas aos sistemas de concessionárias de serviço
público de energia elétrica;
IV - desenvolver programas de eletrificação rural;
V - participar de associações ou organizações de caráter técnico, científico e empresarial, de âmbito regional, nacional ou
internacional, de interesse para o setor de energia elétrica;
VI - promover a elaboração, acompanhamento e controle do orçamento plurianual do setor de energia elétrica;
VII - atuar como órgão executivo do sistema de informações estatísticas do setor de energia elétrica;
VIII - colaborar para a conservação do meio ambiente atendendo aos princípios do desenvolvimento sustentável;
IX - coordenar as atividades relacionadas com a promoção e incentivo da indústria nacional de materiais e equipamentos destinados ao
setor de energia elétrica;
X - desenvolver programas de normalização técnica, padronização e controle de qualidade dos materiais e equipamentos destinados ao
setor de energia elétrica;
XI - desenvolver programas, projetos e atividades de estímulo e orientação dos consumidores, visando à adequação entre oferta e
demanda de energia elétrica; e
XII - participar, na forma definida pela legislação, de programas de estímulo a fontes alternativas de geração de energia.
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Capítulo III
Capital e Ações
Art. 6º O capital social é de R$ 31.305.331.463,74 (trinta e um bilhões, trezentos e cinco milhões, trezentos e trinta e um mil,
quatrocentos e sessenta e três reais e setenta e quatro centavos), divididos em 1.087.050.297 ações ordinárias, 146.920 ações
preferenciais da classe “A” e 265.436.883 ações preferenciais da classe “B”, todas sem valor nominal.
Art. 7º As ações da Eletrobras serão:
I - ordinárias, na forma nominativa, com direito de voto; e
II - preferenciais, na forma nominativa, sem direito de voto nas Assembleias gerais.
§ 1º As ações de ambas as espécies poderão ser mantidas em contas de depósito em nome dos respectivos titulares, sob o regime
escritural, sem emissão de certificados, em instituição financeira designada pelo Conselho de Administração da Eletrobras. § 2o
Sempre que houver transferência de propriedade de ações, a instituição financeira depositária poderá cobrar, do acionista alienante, o
custo concernente ao serviço de tal transferência, observados os limites máximos fixados pela Comissão de Valores Mobiliários -
CVM.
Art. 8º As ações preferenciais não se podem converter em ações ordinárias e terão prioridade no reembolso do capital e na distribuição
de dividendos.
§ 1º As ações preferenciais da classe “A”, que são as subscritas até 23 de junho de 1969, e as decorrentes de bonificações a elas
atribuídas terão prioridade na distribuição de dividendos, estes incidentes à razão de oito por cento ao ano sobre o capital próprio a
essa espécie e classe de ações, a serem entre elas rateados igualmente.
§ 2º As ações preferenciais da classe “B”, que são as subscritas a partir de 23 de junho de 1969, terão prioridade na distribuição de
dividendos, estes incidentes à razão de seis por cento ao ano, sobre o capital próprio a essa espécie e classe de ações, dividendos esses
a serem entre elas rateados igualmente.
§ 3º As ações preferenciais participarão, em igualdade de condições, com as ações ordinárias na distribuição dos dividendos, depois de
a estas ser assegurado o menor dos dividendos mínimos previstos nos §§ 1o e 2o, observado o disposto no § 4o.
§ 4º Será assegurado às ações preferenciais direito ao recebimento de dividendo, por cada ação, pelo menos dez por cento maior do
que o atribuído a cada ação ordinária.
Art. 9º Os aumentos de capital da Eletrobras serão realizados mediante subscrição pública ou particular e incorporação de reservas,
capitalizando-se os recursos através das modalidades admitidas em lei.
§ 1º Nos aumentos de capital, será assegurada preferência às pessoas jurídicas de direito público interno para a tomada de ações da
Eletrobras, devendo a União subscrever, em ações ordinárias, o suficiente para lhe garantir o mínimo de cinquenta por cento mais uma
ação do capital votante.
§ 2º A Eletrobras poderá aumentar o capital, mediante subscrição ou conversão de títulos ou créditos em ações, até o limite de 2/3 de
ações preferenciais, em relação ao total de ações emitidas.
Art. 10. A integralização das ações obedecerá às normas e condições estabelecidas pelo Conselho de Administração.
Parágrafo único. O acionista que não fizer o pagamento de acordo com as normas e condições a que se refere o presente artigo ficará
de pleno direito constituído em mora, aplicando-se atualização monetária, juros de doze por cento ao ano e multa de dez por cento
sobre o valor da prestação vencida.
Art. 11. A Eletrobras poderá emitir títulos múltiplos de ações.
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§ 1º Os agrupamentos ou desdobramentos serão feitos a pedido do acionista, correndo por sua conta as despesas com a substituição
dos títulos, que não poderão ser superiores ao custo.
§ 2º Os serviços de conversão, transferência e desdobramento de ações poderão ser transitoriamente suspensos, observadas as normas
e limitações estabelecidas na legislação em vigor.
Art. 12. A Eletrobras poderá emitir títulos não conversíveis e debêntures, estas com ou sem garantia do Tesouro Nacional.
Art. 13. A Eletrobras, por deliberação do Conselho de Administração, poderá adquirir suas próprias ações para cancelamento,
permanência em tesouraria ou posterior alienação, desde que até o valor do saldo de lucros e reservas, exceto a legal, observadas as
disposições legais e regulamentares aplicáveis.
Art. 14. O resgate de ações de uma ou mais classes poderá ser efetuado mediante deliberação de Assembleia Geral Extraordinária,
independentemente de aprovação em Assembleia Especial dos acionistas das espécies e classes atingidas.
Capítulo IV
A Administração
Art. 15. A Administração da Eletrobras, na forma deste Estatuto e da legislação de regência, compete ao Conselho de Administração e
à Diretoria Executiva.
Art. 16. É privativo de brasileiros, pessoas naturais, o exercício dos cargos integrantes da Administração da Eletrobras, devendo os
membros da Diretoria Executiva ser residentes no país, podendo ser exigido, para qualquer cargo de administrador, a garantia de
gestão prevista na legislação vigente.
§ 1º As atas de Assembleia Geral ou de reunião do Conselho de Administração, que elegerem, respectivamente, conselheiros de
administração e diretores da companhia, deverão conter a qualificação de cada um dos eleitos e o prazo de gestão, e, quando a lei
exigir certos requisitos para a investidura em cargo de administração da Eletrobras, somente poderá ser eleito e empossado aquele que
tenha exibido os necessários comprovantes de tais requisitos, dos quais se arquivará cópia autêntica na sede social.
§ 2º São inelegíveis para os cargos de administração da Eletrobras as pessoas declaradas inabilitadas em ato da CVM, as impedidas
por lei especial ou condenadas por crime falimentar, de prevaricação, peita ou suborno, concussão, peculato, contra a economia
popular, a fé pública ou a propriedade ou a pena criminal que vede, ainda que temporariamente, o acesso a cargos públicos.
§ 3º É vedado ao administrador deliberar sobre matéria conflitante com seus interesses ou relativa a terceiros sob sua influência, nos
termos do art. 156 da Lei 6.404, de 1976. Nessa hipótese, deverá registrar em ata a divergência e eximir-se de discutir o tema.
Art. 17. O Conselho de Administração será integrado por dez membros, com reputação ilibada e idoneidade moral, eleitos pela
Assembleia Geral que designará dentre eles o Presidente, com mandato unificado de (01) um ano, admitida a reeleição, assim
constituído:
I - seis conselheiros escolhidos dentre brasileiros de notórios conhecimentos e experiência indicados pelo Ministro de Estado de Minas
e Energia;
II - um conselheiro indicado pelo Ministro de Estado do Planejamento, Orçamento e Gestão, na forma da legislação vigente;
III - um conselheiro eleito pelos acionistas minoritários, pessoas físicas e jurídicas de direito privado;
IV - um conselheiro eleito em votação em separado na Assembleia Geral, excluído o acionista controlador, pelos acionistas titulares
de ações preferenciais, de emissão da Eletrobras, que representem, no mínimo, dez por cento do capital social; e O acionista
controlador deverá ser excluído; e
V - um conselheiro eleito como representante dos empregados, escolhido pelo voto direto de seus pares dentre os empregados ativos e
em eleição organizada pela empresa em conjunto com as entidades sindicais que os representem, nos termos da legislação vigente.
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§ 1º Somente poderão exercer o direito previsto no inciso IV acima, os acionistas preferencialistas que comprovarem a titularidade
ininterrupta de suas ações durante o período de três meses, no mínimo, imediatamente anterior à realização da Assembleia Geral.
§ 2º O conselheiro representante dos empregados, previsto no inciso V, não participará das discussões e deliberações sobre assuntos
que envolvam relações sindicais, remuneração, benefícios e vantagens, inclusive matérias de previdência complementar e
assistenciais, hipóteses em que fica configurado o conflito de interesse.
§ 3º Nas matérias em que fique configurado conflito de interesses do conselheiro representante dos empregados, previsto no inciso V,
a deliberação do Conselho de Administração ocorrerá em reunião especial exclusivamente convocada para essa finalidade, da qual não
participará o referido conselheiro.
Art. 18. A Diretoria Executiva compor-se-á do Presidente e dos diretores.
Parágrafo único. O Presidente da Eletrobras será escolhido dentre os membros do Conselho de Administração, não podendo a mesma
pessoa ocupar os cargos de Presidente da companhia e Presidente do Conselho de Administração.
Art. 19. Cada membro dos órgãos da administração deverá, antes de entrar no exercício das funções e ao deixar o cargo, apresentar
declaração de bens, que será registrada em livro próprio.
Art. 20. Os conselheiros e diretores serão investidos nos seus cargos, mediante assinatura de termo de posse, subscrito pelo Presidente e
pelo conselheiro ou diretor empossado, no livro de atas do Conselho de Administração ou no da Diretoria Executiva, conforme o caso.
§ 1º No caso de ser o empossado o Presidente da Eletrobras, assinará também o termo de posse o Ministro de Estado ao qual se
vincule a Eletrobras.
§ 2º Se o termo não for assinado nos trinta dias seguintes à eleição, esta tornar-se-á sem efeito, salvo justificação aceita pelo órgão da
administração para o qual tiver sido eleito.
§ 3º O termo de posse deverá conter, sob pena de nulidade, a indicação de pelo menos um domicílio no qual o administrador receberá
as citações e intimações em processos administrativos e judiciais relativos a atos de sua gestão, as quais reputar-se-ão cumpridas
mediante entrega no domicílio indicado, o qual somente poderá ser alterado mediante comunicação por escrito à Eletrobras.
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§ 4º A posse dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria está condicionada à prévia subscrição do Termo de Anuência
dos Administradores, nos termos do disposto no Regulamento do Nível 1, bem como ao atendimento dos requisitos legais aplicáveis.
Art. 21. O Conselho de Administração e a Diretoria Executiva deliberarão com a presença da maioria dos seus membros e suas
deliberações serão tomadas, respectivamente, pelo voto da maioria dos conselheiros ou diretores presentes.
§ 1º De cada reunião lavrar-se-á ata, que será assinada por todos os membros presentes.
§ 2º O Conselho de Administração reunir-se-á, ordinariamente, uma vez por mês, e a Diretoria Executiva, uma vez por semana.
§ 3º Compete aos respectivos Presidentes, ou à maioria dos integrantes de cada órgão da administração da Eletrobras, convocar, em
caráter extraordinário, as reuniões do Conselho de Administração e da Diretoria Executiva.
§ 4º Nas deliberações do Conselho de Administração e resoluções da Diretoria Executiva, os respectivos Presidentes terão, além do
voto pessoal, o de desempate.
CAPÍTULO V
Do Conselho de Administração
Art. 22. Compete ao Conselho de Administração a fixação de diretrizes fundamentais da administração, por iniciativa dos seus
membros, ou a ele propostas, para fins de exame e deliberação, pela Diretoria Executiva, bem como o controle superior da Eletrobras,
pela fiscalização da observância das diretrizes por ele fixadas, acompanhamento da execução dos programas aprovados e verificação
dos resultados obtidos.
§ 1º O Conselho de Administração reunir-se-á, ao menos uma vez ao ano, sem a presença do Presidente da empresa.
§ 2º O Conselho de Administração reunir-se-á pelo menos duas vezes ao ano com a presença dos auditores externos.
Art. 23. Não poderá ser eleito para o cargo de conselheiro, salvo dispensa da Assembleia Geral, aquele que:
I - ocupar cargos em sociedades que possam ser consideradas concorrentes no mercado, em especial, em conselhos consultivos, de
administração ou fiscal;
II - tiver interesse conflitante com o da Eletrobras; e
III - ocupar cargo em mais de cinco conselhos, incluindo o da Eletrobras.
Parágrafo único - A remuneração do conselheiro obedecerá ao disposto na legislação vigente.
Art. 24. Perderá o mandato o conselheiro que deixar de comparecer a duas reuniões consecutivas, sem motivo justificado.
Art. 25. No exercício das suas atribuições, compete também ao Conselho de Administração:
I - deliberar sobre a organização de empresas controladas ou cessação da participação acionária da Eletrobras nas referidas empresas;
II - deliberar sobre a associação, diretamente ou por meio de subsidiária ou subsidiária, com ou sem aporte de recursos, para
constituição de consórcios empresariais ou participação em sociedades, com ou sem poder de controle, no Brasil ou no exterior que se
destinam, direta ou indiretamente, a explorar a produção ou a transmissão de eletricidade ao abrigo de uma concessão ou autorização;
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III - definir a política de concessão de empréstimos e de financiamentos, sendo vedada a concessão aos administradores, membros do
Conselho Fiscal, empregados e acionista controlador;
IV - além das hipóteses de deliberação de competência do Conselho de Administração, por força de disposição legal, compete-lhe
manifestar-se sobre atos e aprovar contratos que envolvam recursos financeiros cujo valor seja superior a 0,02% do patrimônio líquido
da sociedade, compreendendo-se, dentre estes atos ou contratos, mas não limitativamente, a concessão de financiamento a sociedades
concessionárias de serviço público de energia elétrica, sob seu controle, e a tomada de empréstimos no país ou no exterior;
V - aprovar prestação de garantia a empréstimos tomados no país ou no exterior, em favor de empresas concessionárias de serviço
público de energia elétrica sob seu controle;
VI - deliberar sobre a organização de entidades técnico-científicas de pesquisa de interesse do setor energético, bem como concessão
de financiamentos e prestação de garantia para aquelas sob seu controle;
VII - convocar a Assembleia Geral de acionistas, nos casos previstos na Lei nº 6.404, de 1976, ou sempre que julgar conveniente;
VIII - determinar a distribuição de encargos entre os integrantes da Diretoria Executiva;
IX - propor à Assembleia Geral o aumento de capital, a emissão de ações, bônus de subscrição e debêntures da Eletrobras, exceto as
previstas no inciso X;
X - autorizar a aquisição de ações de emissão da Eletrobras, para efeito de cancelamento ou permanência em tesouraria e posterior
alienação, bem como deliberar sobre a emissão de títulos não conversíveis e de debêntures simples, não conversíveis em ações;
XI - deliberar sobre negociação de ações ou debêntures;
XII - autorizar a alienação de bens do ativo permanente e a constituição de ônus reais;
XIII - aprovar estimativas da receita, dotações gerais da despesa e previsão de investimentos da Eletrobras, em cada exercício,
efetuando o respectivo controle;
XIV - eleger e destituir os diretores da companhia, fiscalizar a gestão de seus membros, e examinar, a qualquer tempo, os livros e
papéis da Eletrobras;
XV - aprovar os relatórios da administração e de controles internos, bem como as contas da Diretoria Executiva;
XVI - escolher e destituir os auditores independentes e igualmente escolher e destituir a instituição financeira que manterá as ações da
Eletrobras em contas de depósito, em nome dos respectivos titulares, sob o regime escritural, sem emissão de certificados, tal como
determina o § 1º do art. 7º deste Estatuto;
XVII - estabelecer as diretrizes fundamentais de organização administrativa da Eletrobras;
XVIII - escolher os representantes da Eletrobras na administração de sociedades controladas ou não, de que participe, devendo ser
indicados para tais cargos, preferencialmente, empregados da companhia ou de controladas;
XIX - deliberar sobre desapropriações;
XX - decidir a respeito de assuntos de relevância para a vida da Eletrobras;
XXI - elaborar e alterar seu Regimento Interno;
XXII - deliberar sobre a declaração de dividendos intermediários e sobre o pagamento de juros sobre o capital próprio, por proposta da
Diretoria Executiva, de acordo com o disposto no art. 33, inciso XII, deste Estatuto;
XXIII - conceder férias ou licença ao Presidente da empresa;
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XXIV - estabelecer o quantitativo de funções de confiança da administração superior da Eletrobras, nos termos do inciso II, do art.
52 deste Estatuto;
XXV - aprovar a assinatura dos Contratos de Metas de Desempenho Empresarial - CMDE, por meio dos quais as empresas do Sistema
Eletrobras se comprometem a cumprir as orientações estratégicas ali definidas visando atender às metas e resultados estabelecidos
pela controladora;
XXVI - realizar a avaliação formal de desempenho da Diretoria Executiva e do Conselho de Administração, segundo critérios
previstos no regimento interno deste órgão, com o objetivo de subsidiar a decisão dos acionistas a respeito da recondução dos
administradores;
XXVII - deliberar sobre a criação, a extinção e o funcionamento de Comitês de Suporte ao Conselho de Administração para
aprofundamento dos estudos estratégicos, observada a legislação vigente; e
XXVIII - decidir sobre casos omissos deste Estatuto.
Parágrafo único. Serão arquivadas no Registro do Comércio e publicadas as atas das reuniões do Conselho de Administração que
contiverem deliberação destinada a produzir efeitos perante terceiros.
Art. 26. O Conselho de Administração, em cada exercício, submeterá à decisão da Assembleia Geral Ordinária o relatório da
administração, o balanço patrimonial, a demonstração do resultado do exercício, a demonstração dos lucros ou prejuízos acumulados,
a demonstração das origens e aplicações de recursos, bem como a proposta de distribuição de dividendos e de aplicação dos valores
excedentes, anexando o seu parecer e o parecer do Conselho Fiscal, nos termos do inciso XII do art. 33, e o certificado dos auditores
independentes.
Art. 27. No caso de vacância no cargo de Presidente do Conselho de Administração, o substituto será eleito, na primeira reunião do
Conselho de Administração, permanecendo no cargo até a próxima Assembleia Geral.
Art. 28. No caso de vacância do cargo de conselheiro, o substituto será nomeado pelos conselheiros remanescentes e servirá até a
primeira Assembleia Geral, na forma do art. 150 da Lei nº 6.404, de 1976.
Parágrafo único. O conselheiro eleito em substituição completará o prazo de gestão do substituído.
Art. 29. Os membros do Conselho de Administração e da Diretoria Executiva responderão, nos termos do art. 158, da Lei nº 6.404, de
1976, individual e solidariamente, pelos atos que praticarem e pelos prejuízos que deles decorram para a companhia.
§ 1º A Eletrobras assegurará aos integrantes e ex-integrantes da Diretoria Executiva e dos Conselhos de Administração e Fiscal a
defesa em processos judiciais e administrativos contra eles instaurados pela prática de atos no exercício do cargo ou função, desde que
não haja incompatibilidade com os interesses da companhia.
§ 2º O benefício previsto no parágrafo primeiro deste artigo aplica-se, no que couber e a critério do Conselho de Administração, aos
ocupantes e ex-ocupantes de função de confiança e demais empregados regularmente investidos de competência por delegação dos
administradores.
§ 3º A forma do benefício mencionado será definida pelo Conselho de Administração, ouvida a área jurídica da Eletrobras.
§ 4º A Eletrobras poderá manter, na forma e extensão definida pelo Conselho de Administração, observado, no que couber, o disposto
nos parágrafos 1º e 2º, contrato de seguro permanente em favor das pessoas mencionadas, para resguardá-los de responsabilidade por
atos ou fatos pelos quais eventualmente possam vir a ser demandados judicial ou administrativamente.
§ 5º Se alguma das pessoas mencionadas for condenada, com decisão judicial transitada em julgado, com fundamento em violação da
lei ou do Estatuto Social da empresa ou decorrente de ato culposo ou doloso, esta deverá ressarcir à Eletrobras todos os custos e
despesas decorrentes da defesa de que trata o § 1º, além de eventuais prejuízos à imagem da companhia.
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Art. 30. O Conselho de Administração poderá elaborar regimento interno, visando melhor regular o seu funcionamento, observadas as
normas sobre composição e competência fixadas neste Estatuto e nas normas legais vigentes.
CAPÍTULO VI
Da Diretoria Executiva
Art. 31. À Diretoria Executiva compete a direção geral da Eletrobras, respeitadas as diretrizes fixadas pelo Conselho de
Administração.
Parágrafo único. O Presidente e os diretores não poderão exercer funções de direção, administração ou consultoria em empresas de
economia privada, concessionárias de serviços públicos de energia elétrica ou em empresas de direito privado ligadas de qualquer
forma ao setor elétrico, salvo nas controladas, subsidiárias, sociedades de propósito específico e empresas concessionárias sob
controle dos Estados, em que a Eletrobras tenha participação acionária, onde poderão exercer cargos nos Conselhos de Administração
e Fiscal, observadas as disposições da Lei nº 9.292, de 12 de julho de 1996, quanto ao recebimento de remuneração.
Art. 32. Os integrantes da Diretoria Executiva não poderão afastar-se do exercício do cargo por mais de trinta dias consecutivos, salvo
em caso de férias ou licença, sob pena de perda do cargo.
§ 1º A concessão de férias ou licença aos diretores será de competência da Diretoria Executiva, ressalvado o disposto no inciso XXIII
do art. 25 deste Estatuto.
§ 2º No caso de impedimento temporário, licença ou férias de qualquer dos membros da Diretoria Executiva, a sua substituição
processar-se-á pela forma determinada por seus pares, não podendo, no entanto, ser escolhida pessoa estranha à Eletrobras.
§ 3º Vagando definitivamente cargo na Diretoria Executiva, utilizar-se-á o mesmo critério constante do § 2o para a substituição do
diretor que se retirar da sociedade, até a realização da reunião do Conselho de Administração que decidir pela substituição definitiva e
der posse ao novo diretor, preenchendo-se, assim, o cargo vago, pelo prazo que restava ao substituído.
Art. 33. No exercício das suas atribuições, compete à Diretoria Executiva, especialmente:
I - propor ao Conselho de Administração as diretrizes fundamentais de organização administrativa da Eletrobras, bem assim o exame,
deliberação e aprovação da matéria contida nos incisos I a XXV do art. 25 deste Estatuto, com exceção do inciso XXI;
II - administrar a Eletrobras, tomar as providências adequadas à fiel execução das diretrizes e deliberações do Conselho de
Administração e, ressalvadas as hipóteses de submissão obrigatória ao Conselho de Administração, manifestar-se sobre atos e aprovar
contratos que envolvam recursos financeiros cujo valor seja igual ou inferior a 0,02% do patrimônio líquido da sociedade,
compreendendo-se, dentre estes atos ou contratos, mas não limitativamente, a concessão de financiamento a sociedades
concessionárias de serviço público de energia elétrica, sob seu controle, e a tomada de empréstimos no país ou no exterior;
III - estabelecer normas administrativas, técnicas, financeiras e contábeis para a Eletrobras;
IV - elaborar os orçamentos da Eletrobras;
V- aprovar as alterações na estrutura de organização da Eletrobras, até o nível sob sua subordinação, incluindo-se a criação, extinção e
funcionamento de Comitês que lhe estejam vinculados;
VI - aprovar planos que disponham sobre admissão, carreira, acesso, vantagens e regime disciplinar para os empregados da Eletrobras;
VII - aprovar os nomes indicados pelos diretores para preenchimento dos cargos que lhes são diretamente subordinados;
VIII - pronunciar-se nos casos de admissão, elogio, punição, transferência e demissão dos empregados subordinados diretamente aos
diretores;
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IX - delegar competência aos diretores para decidirem, isoladamente, sobre questões incluídas nas atribuições da Diretoria Executiva;
X - delegar poderes a diretores e empregados para autorização de despesas, estabelecendo limites e condições;
XI - autorizar, na forma da legislação em vigor, o afastamento do país de empregados da Eletrobras, quando for para o desempenho de
atividades técnicas ou de desenvolvimento profissional imprescindíveis à sua missão institucional;
XII - elaborar, em cada exercício, o balanço patrimonial da Eletrobras, a demonstração do resultado do exercício, a demonstração dos
lucros ou prejuízos acumulados, a demonstração das origens e aplicações de recursos, a proposta de distribuição dos dividendos e do
pagamento de juros sobre capital próprio e de aplicação dos valores excedentes, para serem submetidos à apreciação do Conselho de
Administração e do Conselho Fiscal, e ao exame e deliberação da Assembleia Geral;
XIII - elaborar os planos de emissão de títulos conversíveis e de debêntures, para serem apreciados pelo Conselho de Administração,
que sobre eles deliberará ou submeterá à Assembleia Geral, conforme o caso;
XIV - estabelecer normas administrativas, técnicas, financeiras e contábeis, para as controladas ou entidades das quais a Eletrobras
participe majoritariamente;
XV - controlar as atividades das empresas controladas ou subsidiárias, e de sociedades ou entidades das quais a Eletrobras participe
majoritariamente;
XVI - designar representante da Eletrobras nas Assembleias das empresas das quais participe como acionista, expedindo instruções
para sua atuação;
XVII - decidir sobre a indicação dos auditores independentes das controladas; e
XVIII - opinar sobre concessões de geração elétrica requeridas à ANEEL, inclusive quanto à adequação técnica, econômica e
financeira de projetos de usinas nuclelétricas aos sistemas de concessionárias de serviço público de energia elétrica.
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CAPÍTULO VII
Das Atribuições do Presidente e dos Diretores
Art. 34. Compete ao Presidente orientar a política administrativa da Eletrobras, convocando e presidindo as reuniões da Diretoria
Executiva, e ainda:
I - superintender os negócios da Eletrobras;
II - representar a Eletrobras, judicial ou extrajudicialmente, ou ainda perante outras sociedades, acionistas e o público em geral,
podendo delegar tais poderes a qualquer diretor ou conselheiro, bem como nomear representantes, procuradores, prepostos ou
mandatários;
III - presidir as Assembleias Gerais;
IV - admitir e demitir empregados;
V - formalizar as nomeações aprovadas pela Diretoria Executiva;
VI - fazer publicar o relatório anual das atividades da Eletrobras;
VII - juntamente com outro diretor, movimentar os dinheiros da Eletrobras e assinar atos e contratos, podendo esta faculdade ser
delegada aos demais diretores e a procuradores ou empregados da Eletrobras, com a aprovação da Diretoria Executiva;
VIII - ratificar, na forma da legislação em vigor, o ato de entidade integrante do Sistema Eletrobras que deliberar pelo afastamento do
país de seus respectivos empregados, ressalvado o disposto no art. 33, XI deste Estatuto; e
IX - designar comissão eleitoral com o objetivo de organizar a eleição do representante dos empregados no Conselho de
Administração cabendo-lhe, ainda, proclamar o candidato vencedor e comunicar o resultado ao sócio controlador para adoção das
providências necessárias à designação do representante dos empregados no Conselho de Administração.
Art. 35. O Presidente e os diretores, além dos deveres e responsabilidades próprios, serão os gestores nas áreas de atividades que lhes
forem atribuídas pelo Conselho de Administração.
CAPÍTULO VIII
Do Conselho Fiscal
Art. 36. O Conselho Fiscal, de caráter permanente, compõe-se de cinco membros e respectivos suplentes, eleitos pela Assembleia
Geral Ordinária, todos brasileiros e domiciliados no país, observados os requisitos e impedimentos fixados pela Lei nº 6.404, de 1976,
acionistas ou não, dos quais um será eleito pelos detentores de ações ordinárias minoritárias, e outro pelos detentores das ações
preferenciais, em votação em separado.
§ 1º Dentre os membros do Conselho Fiscal, um será indicado pelo Ministro de Estado da Fazenda, como representante do Tesouro
Nacional.
§ 2º Em caso de vaga, renúncia, impedimento ou ausência injustificada a duas reuniões consecutivas, será o membro do Conselho
Fiscal substituído, até o término do mandato, pelo respectivo suplente.
§ 3º O mandato dos membros do Conselho Fiscal é de um ano, permitida a reeleição.
§ 4º Os membros do Conselho Fiscal e seus suplentes exercerão seus cargos até a primeira Assembleia Geral Ordinária que se realizar
após a sua eleição, podendo ser reeleitos.
§ 5º Os membros do Conselho Fiscal exercem suas funções, que não são transferíveis, por interesse exclusivo da empresa, sendo
considerado abusivo o cumprimento de tal dever com o objetivo de causar danos à empresa, ou a seus acionistas ou administradores,
ou para obter, para si ou para terceiros, vantagens de que não têm direito, ou que possam resultar em perdas para a empresa, seus
acionistas ou administradores.
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Art. 37. Compete ao Conselho Fiscal:
I - fiscalizar, por qualquer de seus membros, os atos dos administradores e verificar o cumprimento dos seus deveres legais e
estatutários;
II - opinar sobre o relatório anual da administração, fazendo constar do seu parecer as informações complementares que julgar
necessárias ou úteis à deliberação da Assembleia Geral;
III - opinar sobre as propostas dos órgãos da administração, a serem submetidas à Assembleia Geral, relativas à modificação do capital
social, emissão de debêntures ou bônus de subscrição, planos de investimento ou orçamentos de capital, distribuição de dividendos,
transformação, incorporação, fusão ou cisão;
IV - denunciar, por qualquer de seus membros, aos órgãos de administração e, se estes não tomarem as providências necessárias para a
proteção dos interesses da Eletrobras, à Assembleia Geral, os erros, fraudes ou crimes que descobrirem, e sugerir providências úteis;
V - convocar a Assembleia Geral Ordinária, se os órgãos da administração retardarem por mais de um mês essa convocação, e a
Extraordinária, sempre que ocorrerem motivos graves ou urgentes, incluindo na agenda das Assembleias as matérias que considerarem
necessárias;
VI - analisar, ao menos trimestralmente, o balancete e demais demonstrações financeiras, elaboradas periodicamente pela Eletrobras;
VII - examinar as demonstrações financeiras do exercício social e sobre elas opinar; e
VIII - exercer as atribuições, previstas nos incisos I a VII, no caso de eventual liquidação da Eletrobras.
§ 1º Os órgãos de administração são obrigados, através de comunicação por escrito, a colocar à disposição dos membros em exercício
do Conselho Fiscal, dentro de dez dias, cópias das atas de suas reuniões e, dentro de quinze dias do seu recebimento, cópias dos
balancetes e demais demonstrações financeiras elaboradas periodicamente e dos relatórios de execução de orçamentos.
§ 2º Os membros do Conselho Fiscal assistirão às reuniões do Conselho de Administração ou da Diretoria Executiva, em que se
deliberar sobre os assuntos em que devam opinar (incisos II, III e VII deste artigo).
Art. 38. O Conselho Fiscal reunir-se-á, ordinariamente, uma vez por mês, e, extraordinariamente, sempre que convocado pelo
Presidente do Conselho de Administração, pelo Presidente da Eletrobras, ou por qualquer de seus membros.
Parágrafo único. Os quóruns mínimos de reunião e aprovação de matéria no Conselho Fiscal são de três conselheiros.
Art. 39. O Conselho Fiscal da Eletrobras poderá elaborar regimento interno, visando melhor regular o seu funcionamento, observadas
as normas sobre composição e competência fixadas neste Estatuto e nas normas legais vigentes.
Capítulo IX
Assembleia de Acionistas
Art. 40. A Assembleia Geral Ordinária realizar-se-á dentro dos quatro primeiros meses seguintes ao término do exercício social, em
dia e hora previamente fixados, para tomar as contas dos administradores, examinar, discutir e votar as demonstrações financeiras,
deliberar sobre a destinação do lucro líquido do exercício e a distribuição de dividendos, eleger os membros do Conselho de
Administração da Eletrobras e Conselho Fiscal; e fixação da remuneração dos administradores e membros do Conselho Fiscal, sempre
que necessário, observando a legislação em vigor.
12
Art. 41. Além dos casos previstos em lei, a Assembleia Geral reunir-se-á sempre que o Conselho de Administração achar conveniente
e, em especial, para deliberar sobre as seguintes matérias:
I - alienação, no todo ou em parte, de ações do capital social da Eletrobras ou de suas controladas;
II - aumento do capital social por subscrição de novas ações;
III - renúncia a direitos de subscrição de ações ou debêntures conversíveis em ações de empresas controladas;
IV - emissão de debêntures conversíveis em ações ou vendê-las, se em tesouraria;
V - venda de debêntures conversíveis em ações de sua titularidade de emissão de empresas controladas;
VI - emissão de quaisquer outros títulos ou valores mobiliários, no país ou no exterior;
VII - operação de cisão, fusão ou incorporação societária;
VIII - permuta de ações ou outros valores mobiliários; e
IX - resgate de ações de uma ou mais classes, independente de aprovação em Assembleia Especial dos acionistas das espécies e
classes atingidas.
§ 1º O prazo mínimo entre o primeiro edital de convocação e a data da realização da Assembleia será de quinze dias e o da segunda
convocação, de oito dias.
§ 2º As deliberações da Assembleia serão tomadas por maioria de votos, sendo o voto de cada representante de acionista proporcional
à sua participação acionária no capital da companhia.
§ 3º As declarações de voto poderão ser registradas, se assim o desejar o representante do acionista.
§ 4º A abstenção de voto, quando ocorrer, deverá obrigatoriamente constar da ata e do documento de divulgação da Assembleia.
Art. 42. A mesa que dirigirá os trabalhos da Assembleia Geral será constituída pelo Presidente da Eletrobras, ou seu substituto, e por
um secretário, escolhido dentre os presentes.
Art. 43. O edital de convocação condicionará a presença do acionista na Assembleia Geral ao cumprimento dos requisitos previstos
em lei para esse fim.
Parágrafo único. O depósito, na Eletrobras, de documentos comprobatórios da titularidade de ações poderá ser exigido com até setenta
e duas horas de antecedência da realização da Assembleia Geral.
Art. 44. O acionista poderá ser representado por procurador nas Assembleias gerais, nos termos do art. 126, da Lei nº 6.404, de 1976.
§ 1º É dispensado o reconhecimento de firma do instrumento de mandato outorgado por acionistas não residentes no país e por titular
de depositary receipts, devendo o instrumento de representação ser depositado na sede da Eletrobras com setenta e duas horas de
antecedência do dia marcado para a realização da Assembleia Geral.
§ 2º A representação da União nas Assembleias Gerais da Eletrobras far-se-á nos termos da legislação federal específica.
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CAPÍTULO X
Do Exercício Social e Demonstrações Financeiras
Art. 45. O exercício social coincidirá com o ano civil, iniciando-se em 1º de janeiro e encerrando-se a 31 de dezembro de cada ano, e
obedecerá, quanto às demonstrações financeiras, aos preceitos da Lei nº 3.890-A, de 1961, aos da legislação federal sobre energia
elétrica, aos da legislação sobre as sociedades por ações e ao presente Estatuto.
§ 1º Em cada exercício, será obrigatória a distribuição de dividendo não inferior a vinte e cinco por cento do lucro líquido, ajustado
nos termos da Lei.
§ 2º Os valores dos dividendos e dos juros pagos ou creditados a título de remuneração sobre o capital próprio, devidos aos acionistas,
sofrerão incidência de encargos financeiros, a partir do encerramento do exercício social até o dia do efetivo recolhimento ou
pagamento, sem prejuízo da incidência de juros moratórios, quando esse recolhimento não se verificar na data fixada pela Assembleia
Geral.
§ 3º O valor dos juros, pagos ou creditados, a título de juros sobre o capital próprio, nos termos do art. 9o, § 7o, da Lei no 9.249, de 26
de dezembro de 1995, e da legislação e regulamentação pertinente, poderá ser imputado aos titulares de ações ordinárias e ao
dividendo anual mínimo das ações preferenciais, integrando tal valor ao montante dos dividendos distribuídos pela Eletrobras para
todos os efeitos legais.
Art. 46. A Assembleia Geral destinará, além da reserva legal, calculados sobre os lucros líquidos do exercício:
I - um por cento a título de reserva para estudos e projetos, destinada a atender à execução de estudos e projetos de viabilidade
técnico-econômica do setor de energia elétrica, cujo saldo acumulado não poderá exceder a dois por cento do capital social
integralizado; e
II - cinquenta por cento, a título de reserva para investimentos, destinada à aplicação em investimentos das empresas concessionárias
de serviço público de energia elétrica, cujo saldo acumulado não poderá exceder a setenta e cinco por cento do capital social
integralizado.
Art. 47. A Assembleia Geral destinará, anualmente, a importância correspondente a até um por cento calculados sobre os lucros
líquidos do exercício, observado o limite de um por cento do capital social integralizado, para atender à prestação de assistência social
a seus empregados, de conformidade com planos aprovados pela Diretoria Executiva.
Art. 48. A Eletrobras destinará, anualmente, constando em seu orçamento, recursos de, no mínimo, cinco décimos por cento sobre o
capital social integralizado à época do encerramento do exercício financeiro imediatamente anterior, para aplicação em programas de
desenvolvimento tecnológico.
Art. 49. Quando os dividendos atingirem a seis por cento do capital social integralizado, poderá a Assembleia Geral fixar porcentagens
ou gratificações, por conta dos lucros, para a administração da Eletrobras.
Art. 50. Prescreve em três anos a pretensão contida na ação que tenha por objeto pleitear judicialmente o pagamento de dividendos, os
quais, não reclamados oportunamente, reverterão em benefício da Eletrobras.
Capítulo XI
Pessoal
Art. 51. Aos empregados da Eletrobras, suas controladas, coligadas e subsidiárias aplicar-se-ão, no que couber, os preceitos da
Legislação do Trabalho, da Lei nº 3.890-A, de 1961, e deste Estatuto.
Art. 52. O Quadro de Pessoal da Eletrobras será composto de:
I - pessoal admitido para cargos de carreira permanente, mediante processo seletivo, constituído de provas, ou de provas e de títulos;
II - ocupantes de funções de confiança da administração superior, cujo quantitativo será determinado pelo Conselho de Administração,
a teor do disposto no inciso XXIV do art. 25 deste Estatuto; e
III - pessoal admitido por contrato com prazo determinado, observada a legislação aplicável.
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§ 1º As funções de confiança da administração superior e os poderes e responsabilidades de seus respectivos titulares serão definidos
no plano de cargos e salários da Eletrobras.
§ 2º As funções a que se refere o § 1o poderão, excepcionalmente, e a critério do Conselho de Administração, ser atribuídas a técnicos
ou especialistas estranhos ao quadro permanente da companhia.
Art. 53. Após o encerramento de cada exercício financeiro da Eletrobras, e uma vez deduzidos os prejuízos acumulados e realizada a
provisão para o imposto sobre a renda e proventos de qualquer natureza, os empregados terão direito a participar dos lucros,
observadas as normas contidas nos acordos e convenções coletivas de trabalho, por ela firmados, e as diretrizes específicas fixadas
pelo Poder Executivo.
Art. 54. A Eletrobras prestará assistência social a seus empregados, por intermédio da Fundação Eletrobras de Seguridade Social -
ELETROS, na forma e meios aprovados pela Diretoria Executiva.
Capítulo XII
Disposições Gerais
Art. 55. A Eletrobras, por intermédio de sua direção, é obrigada a prestar informações ao Ministro de Estado de Minas e Energia, aos
órgãos de controle do Governo Federal, bem como ao Tribunal de Contas da União e ao Congresso Nacional, neste caso por
intermédio do Ministro de Estado de Minas e Energia.
Parágrafo único. O Presidente, quando convocado, é obrigado a comparecer pessoalmente perante qualquer das comissões de uma ou
de outra Casa do Congresso, para prestar informações acerca de assunto previamente determinado, sob pena de perda do cargo, na
falta do comparecimento sem justificação.
Art. 56. A Eletrobras poderá, diretamente ou por intermédio das empresas de que participe, contratar com a União a execução de obras
e serviços, para os quais forem destinados recursos financeiros especiais.
§ 1º As instalações construídas na forma deste artigo poderão, se assim decidir a União, ser incorporadas à Eletrobras ou a suas
controladas, desde que, na respectiva exploração, seja observado o regime legal do serviço pelo custo.
§ 2º Enquanto a disposição do parágrafo anterior não tiver sido cumprida, as facilidades mencionadas neste artigo poderão ser
operadas pela Eletrobras ou suas controladas, mediante acordo firmado com o Governo Federal.
Art. 57. A Diretoria Executiva fará publicar, no Diário Oficial da União, depois de aprovado pelo Ministro de Estado de Minas e Energia:
I - o regulamento de licitações;
II - o regulamento de pessoal, com os direitos e deveres dos empregados, o regime disciplinar e as normas sobre apuração de
responsabilidade;
III - o quadro de pessoal, com a indicação, em três colunas, do total de empregados e os números de empregos providos e vagos,
discriminados por carreira ou categoria, em 30 de junho e 31 de dezembro de cada ano; e
IV - o plano de salários, benefícios, vantagens e quaisquer outras parcelas que componham a retribuição de seus empregados.
Alterado pela 159ªAssembleia Geral Extraordinária,
realizada em 23 de dezembro de 2011.
15
ANEXO 8.1
SUBSIDIÁRIAS DA ELETROBRAS
Nome Percentual de
Participação
Eletronorte 99,48 %
Chesf 99,58 %
Furnas 99,56 %
Eletrosul 99,88 %
Eletronuclear 99,91 %
CGTEE 99,99 %
Itaipu Binacional(*) 50,00 %
Amazonas D(**) 100,00 %
Amazonas GT 100,00 %
Eletroacre 96,71 %
CEAL 100,00 %
CEPISA 100,00 %
CERON 100,00 %
Boa Vista Energia 100,00 %
Eletrobras Eletropar 83,71 %
CELG-D(***) 50,93 %
(*) Controlada conjuntamente com ANDE (Paraguai).
(**) Ex-Eletrobras Amazonas Energia
(***) Em novembro de 2016, a CELG-D foi privatizada, e vendida por leilão da BM&FBovespa em fevereiro de 2017, e classificada
como ativo não circulante mantida para venda desde 31 de dezembro de 2015.
ANEXO 12.1
CERTIFICAÇÃO
Eu, Wilson Pinto Ferreira Junior, certifico que:
1. Revisei este Relatório Anual no Formulário 20-F da CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS (a
“Empresa”);
2. Com base no meu conhecimento, este relatório não contém qualquer declaração falsa a respeito de um fato substancial ou omite a
declaração de um fato substancial necessário para tornar as declarações feitas, em vista das circunstâncias nas quais essas declarações
foram feitas, não enganosas com relação ao período coberto por este relatório;
3. Com base no meu conhecimento, as demonstrações contábeis e as outras informações financeiras incluídas neste relatório
apresentam, de forma justa, em todos os aspectos substanciais, a condição financeira, os resultados operacionais e os fluxos de caixa
da Empresa referentes aos períodos apresentados neste relatório;
4. Os outros diretores certificantes da Empresa e eu somos responsáveis por estabelecer e manter os controles e procedimentos de
divulgação (conforme definidos nas Normas 13a-15(e) e 15d-15(e) da Lei de Mercado de Capitais) e o controle interno sobre o
relatório financeiro (conforme definido nas Normas 13a-15(f) e 15d-15(f) da Lei de Mercado de Capitais) para a Empresa, e:
(a) Projetamos esses controles e procedimentos de divulgação, ou fazemos com que esses controles e procedimentos de
divulgação sejam projetados sob a nossa supervisão, a fim de garantir que as informações substanciais relacionadas à Empresa,
incluindo as suas controladas, sejam conhecidas de nós por outros de dentro dessas empresas, especialmente durante o período
no qual este relatório estiver sendo preparado;
(b) Projetamos esse controle interno sobre o relatório financeiro, ou fizemos com que esse controle interno sobre o relatório
financeiro fosse projetado sob a nossa supervisão, a fim de fornecer uma garantia razoável a respeito da confiabilidade dos
relatórios financeiros, e do preparo das demonstrações contábeis para fins externos, em conformidade com os princípios
contábeis geralmente aceitos;
(c) Avaliamos a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação da Empresa, e apresentamos neste relatório as nossas
conclusões a respeito da eficácia dos controles e procedimentos de divulgação no final do período coberto por este relatório,
com base nessa avaliação; e
(d) Divulgamos, neste relatório, qualquer mudança no controle interno sobre o relatório financeiro da Empresa que ocorreu
durante o período coberto pelo relatório anual e que tenha prejudicado, ou que possa provavelmente prejudicar o controle
interno sobre o relatório financeiro da Empresa; e
5. Os outros diretores certificantes da Empresa e eu divulgamos, com base na nossa avaliação do controle interno sobre o relatório
financeiro mais recente, aos auditores da Empresa e ao conselho fiscal do conselho de administração da Empresa (ou às pessoas
desempenhando uma função equivalente):
(a) Todas as deficiências e fraquezas significativas no design ou na operação do controle interno sobre o relatório financeiro,
que possa provavelmente prejudicar a habilidade da Empresa de registrar, processar, resumir e relatar informações financeiras; e
(b) Qualquer fraude, seja ou não substancial, que envolva a administração ou outros funcionários que tiverem um papel
significativo no controle interno sobre o relatório financeiro da Empresa.
Data: 28 de abril de 2017
Por: /s/ Wilson Pinto Ferreira Junior
Wilson Pinto Ferreira Junior
Diretor Presidente
ANEXO 12.2
CERTIFICAÇÃO
Eu, Armando Casado de Araújo, certifico que:
1. Revisei este Relatório Anual no Formulário 20-F da CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS (a
“Empresa”);
2. Com base no meu conhecimento, este relatório não contém qualquer declaração falsa a respeito de um fato substancial ou omite a
declaração de um fato substancial necessário para tornar as declarações feitas, em vista das circunstâncias nas quais essas declarações
foram feitas, não enganosas com relação ao período coberto por este relatório;
3. Com base no meu conhecimento, as demonstrações contábeis e as outras informações financeiras incluídas neste relatório
apresentam, de forma justa, em todos os aspectos substanciais, a condição financeira, os resultados operacionais e os fluxos de caixa
da Empresa referentes aos períodos apresentados neste relatório;
4. Os outros diretores certificantes da Empresa e eu somos responsáveis por estabelecer e manter os controles e procedimentos de
divulgação (conforme definidos nas Normas 13a-15(e) e 15d-15(e) da Lei de Mercado de Capitais) e o controle interno sobre o
relatório financeiro (conforme definido nas Normas 13a-15(f) e 15d-15(f) da Lei de Mercado de Capitais) para a Empresa, e:
(a) Projetamos esses controles e procedimentos de divulgação, ou fazemos com que esses controles e procedimentos de
divulgação sejam projetados sob a nossa supervisão, a fim de garantir que as informações substanciais relacionadas à Empresa,
incluindo as suas controladas, sejam conhecidas de nós por outros de dentro dessas empresas, especialmente durante o período
no qual este relatório estiver sendo preparado;
(b) Projetamos esse controle interno sobre o relatório financeiro, ou fizemos com que esse controle interno sobre o relatório
financeiro fosse projetado sob a nossa supervisão, a fim de fornecer uma garantia razoável a respeito da confiabilidade dos
relatórios financeiros, e do preparo das demonstrações contábeis para fins externos, em conformidade com os princípios
contábeis geralmente aceitos;
(c) Avaliamos a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação da Empresa, e apresentamos neste relatório as nossas
conclusões a respeito da eficácia dos controles e procedimentos de divulgação no final do período coberto por este relatório,
com base nessa avaliação; e
(d) Divulgamos, neste relatório, qualquer mudança no controle interno sobre o relatório financeiro da Empresa que ocorreu
durante o período coberto pelo relatório anual e que tenha prejudicado, ou que possa provavelmente prejudicar o controle
interno sobre o relatório financeiro da Empresa; e
5. Os outros diretores certificantes da Empresa e eu divulgamos, com base na nossa avaliação do controle interno sobre o relatório
financeiro mais recente, aos auditores da Empresa e ao conselho fiscal do conselho de administração da Empresa (ou às pessoas
desempenhando uma função equivalente):
(a) Todas as deficiências e fraquezas significativas no design ou na operação do controle interno sobre o relatório financeiro,
que possa provavelmente prejudicar a habilidade da Empresa de registrar, processar, resumir e relatar informações financeiras; e
(b) Qualquer fraude, seja ou não substancial, que envolva a administração ou outros funcionários que tiverem um papel
significativo no controle interno sobre o relatório financeiro da Empresa.
Data: 28 de abril de 2017
Por: /s/ Armando Casado de Araújo
Armando Casado de Araújo
Diretor Financeiro e Diretor de Relações com o Investidor
ANEXO 13.1
CERTIFICAÇÃO EM CONFORMIDADE COM 18 U.S.C. SEÇÃO 1350, ADOTADA DE ACORDO COM A SEÇÃO 906
DA LEI SARBANES-OXLEY DOS EUA DE 2002
Com relação ao Relatório Anual da CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS (a “Empresa”) no
Formulário 20-F referente ao exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2016, conforme arquivado perante a Comissão de Valores
Mobiliários norte-americana na data do presente documento (o “Relatório”), eu, Wilson Pinto Ferreira Junior, certifico, de acordo
com o 18 U.S.C., seção 1350, conforme adotado de acordo com a seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley norte-americana de 2002, que, de
acordo com o meu melhor conhecimento:
(i) o Relatório cumpre integralmente as exigências da seção 13(a) ou 15(d) da Lei de Mercado de Capitais de 1934 dos Estados
Unidos, conforme emenda; e
(ii) as informações contidas no Relatório apresentam, de forma justa, em todos os aspectos substanciais, a condição financeira e os
resultados operacionais da Empresa.
Data: 28 de abril de 2017
Por: /s/ Wilson Pinto Ferreira Junior
Wilson Pinto Ferreira Junior
Diretor Presidente
ANEXO 13.2
CERTIFICAÇÃO EM CONFORMIDADE COM 18 U.S.C. SEÇÃO 1350, ADOTADA DE ACORDO COM A SEÇÃO 906
DA LEI SARBANES-OXLEY DOS EUA DE 2002
Com relação ao Relatório Anual da CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRAS (a “Empresa”) no
Formulário 20-F referente ao exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2016, conforme arquivado perante a Comissão de Valores
Mobiliários norte-americana na data do presente documento (o “Relatório”), eu, Armando Casado de Araújo, certifico, de acordo com
o 18 U.S.C., seção 1350, conforme adotado de acordo com a seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley norte-americana de 2002, que, de
acordo com o meu melhor conhecimento:
(i) o Relatório cumpre integralmente as exigências da seção 13(a) ou 15(d) da Lei de Mercado de Capitais de 1934 dos Estados
Unidos, conforme emenda; e
(ii) as informações contidas no Relatório apresentam, de forma justa, em todos os aspectos substanciais, a condição financeira e os
resultados operacionais da Empresa.
Data: 28 de abril de 2017
Por: /s/ Armando Casado de Araújo
Armando Casado de Araújo
Diretor Financeiro e Diretor de Relações com o Investidor
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