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DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS 2017AES Tiête Energia S.A. e ControladasCNPJ 04.128.563/0001-10 - Companhia Aberta

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RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO 2017

Prezados Acionistas,A administração da AES Tietê Energia S.A. (“AES Tietê Energia” ou “Companhia”), em conformidade com as disposições legais e estatutárias, submete à apreciação de V.Sas. o Relatório da Administração e as suas demonstrações contábeis, acompanhadas do relatório dos auditores independentes sobre essas demonstrações, referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2017.

PERFIL

A AES Tietê Energia, uma geradora do grupo AES Brasil, autorizada a operar como concessionária de uso do bem público, na geração e comercialização de energia elétrica e na condição de produtor independente de energia.Por ser uma plataforma de energia adaptável às demandas de seus clientes, a AES Tietê Energia oferece produtos de pronta entrega e soluções sob medida que garantem autonomia em energia e permitem que os clientes decidam a forma mais sustentável de fornecimento em todos os sentidos: eficiência, disponibilidade, confiabilidade e inovação.A AES Tietê Energia é uma Companhia de capital aberto com ações listadas na B3 S.A. - Brasil, Bolsa, Balcão (“B3”), por meio de ações ordinárias (“TIET3”), ações preferenciais (“TIET4”) e por meio de units (“TIET11”) que é composta por uma ação ordinária e quatro ações preferenciais. As units integram o Índice Brasil 100 (“IBrX 100”), o Índice de Energia Elétrica (“IEE”) e o Índice de Sustentabilidade Empresarial (“ISE”) da B3. Adicionalmente, a Companhia também possui American Depositary Receipts (“ADRs”) negociadas no Nível I no mercado de balcão (“OTC Markets”) norte-americano (“AESAY”), com a paridade entre as ADRs e as ações da Companhia na razão de uma ADR para uma unit.

Portfólio de Capacidade Instalada

A Companhia tem suas atividades regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”), vinculada ao Ministério de Minas e Energia (“MME”). O contrato de concessão, referente à sua capacidade hidráulica tem duração de 30 anos com encerramento do direito de operação em 2029. Além da fonte hidráulica, a Companhia incluiu em seu portfólio a fonte eólica com o Complexo Eólico Alto Sertão II que possui autorização para operar até 2047. A fonte solar também passou a fazer parte do portfólio da AES Tietê Energia em 2017 com Complexo Solar Guaimbê, Complexo Solar Boa Hora e AGV Solar, com autorização para operar até 2050, 2051 e 2056, respectivamente.Fonte HídricaO portfólio hidráulico da Companhia é composto por nove usinas hidráulicas (“UHEs”) e três Pequenas Centrais Hidrelétricas (“PCHs”). As concessões das UHEs e da PCH Mogi-Guaçu têm concessão até 2029 e as PCHs São José e São Joaquim possuem autorização para operarem até o ano de 2032. Sua capacidade hidráulica instalada é de 2.658 MW e a garantia física bruta de seu parque hidráulico para o ano de 2017 é de 1.278 MWm. A partir de 2018, após revisão de todas as garantias físicas do MRE, a garantia física da Companhia passou a ser de 1.247 MWm.Fonte EólicaEm 03 de agosto de 2017, a AES Tietê Energia concluiu a aquisição do Complexo Eólico Alto Sertão II, localizado no Estado da Bahia. O Complexo Eólico possui capacidade instalada de 386,1 MW e energia contratada por 20 anos, por meio dos leilões de LER e LEN realizados em 2010 e 2011, cujos contratos expiram em 2033 e 2035, respectivamente. Os parques possuem licença de operação de 35 anos. A garantia física dos contratos LER e LEN são de 192,7 MWm.Fonte SolarEm 25 de setembro de 2017 a AES Tietê Energia concluiu a aquisição do Complexo Solar Boa Hora. A planta foi outorgada no 8º LER realizado em 13 de novembro de 2015 com o direito de fornecimento de energia contratada por 20 anos e início de operação comercial previsto para novembro de 2018, com capacidade total de 75 MW e garantia física de 15,9 MWm. Na mesma data, a Companhia firmou um acordo de investimentos com a Cobra do Brasil para a aquisição do Complexo Solar Guaimbê, que será construído no município de Guaimbê no Estado de São Paulo. A planta foi outorgada no 6º LER realizado em 31 de outubro de 2014, com energia contratada por 20 anos, capacidade instalada de 150 MW e início de operação comercial previsto para maio de 2018. Sua garantia física é de 29,5 MWm. As plantas solares possuem licença de operação de 35 anos.Em 18 de dezembro de 2017, a Companhia obteve no 25º LEN (“Leilão A-4”) o direito de comercializar, no mercado regulado, energia a ser gerada pelo Complexo Solar AGV com capacidade instalada de 75 MW e garantia física de 19,8 MWm com energia contratada por 20 anos. A data da entrada em vigor do contrato outorgado (“Contrato”), considerada como a entrada em operação comercial do complexo, de acordo com a data do Leilão, está prevista para janeiro de 2021, porém devido à sinergia com a obra do Complexo Solar Boa Hora, a construção do Complexo Solar AGV está prevista para se encerrar em meados de 2019 e, com isso, a Companhia pretende se beneficiar da antecipação da entrada em operação comercial até a data de início do Contrato.ESTRATÉGIA DE CRESCIMENTO E COMERCIALA estratégia da AES Brasil, grupo do qual a AES Tietê Energia faz parte, está orientada por uma nova missão e visão, revisada em 2017. A Companhia tem como missão promover o bem-estar e o desenvolvimento com o fornecimento seguro, sustentável e confiável de soluções de energia. Sua visão é ter o reconhecimento de seus clientes e acionistas como principal parceiro de soluções inovadoras de energia de forma segura, sustentável, confiável e acessível.Como destacado ao longo de 2017, a AES Tietê Energia dedicou seus esforços e trabalhou para ter uma plataforma diversificada de geração renovável, tornando-se uma empresa gestora de ativos de alta excelência, sempre visando a geração de valor aos seus acionistas. Para isso, a Companhia divide sua estratégia em três frentes de atuação:• Crescimento: por meio da aquisição de ativos em operação ou em desenvolvimento que entrarão em operação no curto prazo, com baixo risco de construção. Buscamos ativos com: (i) sinergia operacional, tendo gestão centralizada de seu portfólio e sinergias com a compra de equipamentos/contratação de fornecedores, incluindo sinergia com o seu acionista controlador AES Corp; (ii) estrutura de capital otimizada com apreciação do retorno da Companhia; (iii) fontes complementares aliadas a contratos de longo prazo para a redução de riscos e o aumento da previsibilidade da receita; (iv) retornos financeiros adequados ao risco do ativo; e (v) que atendem aos requisitos de risco de compliance da Companhia;• Estratégia comercial: área comercial focada na mitigação de riscos e aumento da margem comercial do portfólio integrado da Companhia. A empresa atua para reduzir a volatilidade de sua margem e com isso aproveitar as oportunidades de mercado por meio de estudos de inteligência setorial, antecipação das tendências de preços de curto prazo, estreito relacionamento com os clientes e agilidade na implementação da estratégia; e• Inovação e Novas Energias: estruturação de uma plataforma comercial integrada de produtos e soluções inovadoras de energia, atuando de ponta a ponta, com soluções de pronta entrega e sob medida para levar aos seus clientes uma oferta flexível e centrada nas suas necessidades.A AES Tietê Energia tem como foco compor 50% do seu EBITDA com fontes de energia não hidráulicas e contratos regulados de longo prazo até 2020.Em 2017, a Companhia deu importantes passos na execução de sua estratégia de crescimento. Já agregou à sua capacidade instalada 686 MW em energia eólica e solar, sendo 386 MW já em operação com Alto Sertão II, 225 MW que entrarão em operação em 2018 e 75 MW em 2019.Estratégia de ComercializaçãoDesde 2016, a Companhia implementou uma estratégia dinâmica e ativa de curto, médio e longo prazos para a mitigação de exposição ao risco hidrológico. Como resultado da gestão do nível de contratação de energia do portfólio, no ano de 2017, R$ 455,0 milhões de custos com compra de energia no mercado de curto prazo foram evitados, dos quais:(i) R$ 267,0 milhões são provenientes da manutenção de uma parcela da energia própria descontratada do portfólio; e(ii) R$ 188,0 milhões são provenientes das iniciativas de mitigação do risco hidrológico, que tiveram êxito em reduzir o nível de contratação hídrico de 88% no início de 2017 para 78% ao final do ano. Tais iniciativas incluem (i) descontratação de energia no mercado regulado, (ii) compra de energia, utilizando inteligência de mercado para identificar potenciais clientes com interesse em revender parte de sua energia contratada, assim como (iii) oportunidades de compra de energia no mercado de curto prazo.Adicionalmente, a estratégia da Companhia persiste em buscar uma composição de contratação para a melhor gestão da hidrologia e a otimização do preço de contratos no ambiente livre. Em linha com a estratégia da Companhia, em 2018 cerca de 52% da energia assegurada nos contratos LEN do Complexo Eólico Alto Sertão II (54,3 MWm) foi descontratado no Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (“MCSD”) e essa energia foi revendida a preços mais favoráveis.

Evolução do portfólio1 - MWmEvolução do Portfólio1 - MWm

Energia Disponível para Venda Energia Hidráulica Contratada

Nível de Contratraçãototal do Portfólio

Preço Médio(R$/MWh)

PPA de Fontes Renováveis

173

79%

2018

211

945

302

165

31%

2021

244218

1.029

165

75%

2019

224

879

368

162

67%

2020

244

763

484

DESEMPENHO DO SETOR HÍDRICO

Afluências

Energia Natural Afluente no SIN2 - GWm2015 versus 2016 versus 2017 MLT3

48

2015 vs. 2016 vs. 2017 vs. MLT 3

64 58

95

74 6793

6358 60

53 5137

5335

62

45 5161

28 2835

2537

5369 61

3018

5329

4736

6769

2015 2016 2017 MLT

Energia Natural A�uente no SIN2 - GWm

106

Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro

96

106 105

89

66

5342

49

70

37 3744

Fonte: ONSFonte: ONSNo ano de 2017 as afluências no SIN apresentaram uma redução de 11,2 p.p. em comparação ao ano anterior com 75,8% da MLT verificado versus 87,0% verificado em 2016. Esta redução é impactada principalmente pela queda de 30,8 p.p. da afluência registrada no 1T17 versus 1T16 e da redução da afluência na comparação do 3T17 versus 3T16 de 26,5 p.p.. Essa mesma tendência de baixa nas afluências no período verificou-se para o SE/CO no ano (80,1% da MLT em 2017 versus 95,3% da MLT em 2016).No final do ano, entretanto, no 4T17, houve uma recuperação das afluências e foi registrado 84,3% da MLT no SIN no trimestre, superior em 7,3 p.p. em relação à afluência média de 77,0% do 4T16. A afluência do submercado Sudeste/Centro-Oeste (“SE/CO”), região que concentra 70% dos reservatórios do sistema e na qual as usinas da Companhia estão localizadas, também apresentou um aumento de 8,1 p.p. quando comparada com a afluência do 4T16 (90,9% da MLT no 4T17 versus 82,8% da MLT no 4T16).O gráfico a seguir apresenta um comparativo da evolução da ENA em cada um dos submercados e para o SIN, no quarto trimestre e acumulado dos anos de 2016 e 2017, em relação à MLT.

Energia Natural Afluente nos Submercados - % MLT

4T16 4T17 2016 2017

Energia Natural A�uente nos Submercados - % MLT

8395

8091

Sudeste/Centro-Oeste Sul

8796

117 103

Nordeste

45 40 4330

Norte

51 65 5268

SIN

77 84 8776

Fonte: ONSFonte: ONS

Geração Térmica do SIN4

O gráfico a seguir ilustra a evolução da geração térmica do SIN desde o 4T15 até o 4T17.É possível observar que desde o 3T17 ocorreu uma queda expressiva no nível dos reservatórios do SIN em relação aos últimos trimestres e consequente aumento na geração térmica. No 4T17 a geração térmica no SIN foi de 13,0 GWm versus 9,1 GWm no 4T16, devido ao menor nível dos reservatórios averiguado e à atualização de um parâmetro do CVaR, que teve efeito a partir da primeira semana operativa de maio de 2017 resultando no aumento da aversão ao risco.

Geração Térmica do Nível dos Reservatórios - %Geração Térmica do Nível dos Reservatórios - %

Geração Térmica - GWmNível dos Reservatórios (%)

4T15

13,1

1T16

10,9

2T16

9,1

3T16

9,2

4T16

9,1

1T17

8,4

2T17

8,8

3T17

12,6

4T17

13,0

29

57 53

3832

39 42

23 23

O gráfico a seguir mostra um comparativo entre o despacho térmico dentro e fora da ordem de mérito registrado para o SIN desde março de 2014. Como é possível observar, entre maio de 2015 e agosto de 2017 verificou-se um aumento relevante do despacho fora da ordem de mérito, o que interfere na 1 Considera energia convencional e incentivada, excluindo perdas e consumo interno. Valores reais com base em janeiro de 2018 - considera MCSD para 2018.2 Valor da Energia Natural Afluente previsto para dezembro de 2017.3 Atualmente o setor utiliza os valores da MLT divulgados em dezembro de 2017, referentes à média de longo prazo desde 1931, e passíveis de alterações

(Fonte: ONS).4 Dados do ONS.

correta formação de preços e conduz a valores mais baixos de PLD no período, em particular no submercado SE/CO. O custo adicional deste despacho é arcado, principalmente, pelos consumidores através do Encargo de Serviço do Sistema (“ESS”), mas tem impacto direto na redução da alocação de garantia física no MRE pelo fator GSF, apesar de não ser um risco de natureza hidrológica.O motivo do elevado despacho fora da ordem de mérito neste período estava associado a uma prática mais conservadora por parte do ONS objetivando assegurar a recuperação dos níveis dos reservatórios para o período seco, que é registrado durante os meses de maio até novembro para os submercados SE/CO, Norte e Nordeste. Até meados de julho de 2017 tem-se observado uma redução do despacho térmico total no comparativo com o ano de 2014.Destaca-se que o recente posicionamento adotado pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (“CMSE”) de reduzir a geração térmica fora da ordem de mérito por razões de segurança energética tende a aproximar a formação de preços de energia e a operação do sistema, o que é desejável e saudável para a correta sinalização ao mercado das condições do sistema.Em fevereiro de 2017 o MME aprovou as alterações na metodologia de cálculo do PLD no sentido de aproximar a formação de preço da aversão ao risco na operação real do sistema e reduzir o despacho térmico fora da ordem de mérito. A aprovação do novo parâmetro de aversão a risco ocorreu em 27 de abril de 2017, e este efeito demonstra-se no segundo semestre de 2017 em que o despacho fora da ordem de mérito é drasticamente reduzido.

Despacho térmico do SIN em relação à ordem de mérito -GWm versus PLD no submercado SE/CO - R$/MWh

Geração Térmica Fora da Ordem Despacho Térmico na Ordem de Mérito + In�exibilidade Geração Térmica Total Preço Mercado Curto Prazo

823 807 593 729 805

388 388 387240 227 203

36 38 76 83 149 166 121216

411 281534

235

março 2014

junho2014

setembro2014

dezembro2014

março2015

junho2015

setembro2015

dezembro2015

março2016

junho2016

setembro2016

dezembro2016

março2017

junho2017

setembro2017

dezembro2017

Fonte: ONS*Dado de dezembro de 2017 preliminar.

R$/MWh(PLD SE/CO)

GWm

15 15 14 14 16 17 16

14 14

13 14 12

9 9

8

10 9 8

9 9

11 11

13 13

Despacho Térmico do SIN em Relação à Ordem de MéritoGWm vs. PLD no submercado SE/CO - R$/MWh

Fonte: ONS.*Dado de dezembro de 2017 preliminar.

Reservatórios e Carga do SIN

No gráfico a seguir é possível observar que a carga do SIN sofreu um aumento de 2,6% no 4T17 versus 4T16 e um aumento de 1,5% no ano, o que é refletido no aumento do despacho térmico neste mesmo período conforme mencionado. O nível dos reservatórios no SIN apresentou queda de 8,4 p.p. na comparação dos trimestres.É importante destacar que o aumento da carga verificado no ano também está associado à republicação de carga realizada pelo ONS para os anos de 2015 e 2016, onde os valores dos respectivos anos sofreram alterações em função do ajuste da parcela de geração de usinas não despachadas pelo ONS (dezembro16). Nível dos Reservatórios - % Carga no SIN - GWm

2016 2017 2016 2017

Nível dos Reservatórios - % Carga no SIN - GWm

3423

60 57

16 1319 23

Sudeste/Centro-Oeste

Sul Nordeste Norte

32 23

SIN

65 65 65 67

9M

1,2%

-8,4 p.p.

4T

2,6%

65 66

Ano

1,5%

Fator de Ajuste da Garantia Física (“GSF”) - Rebaixamento | Energia Secundária

O rebaixamento médio verificado em 2017 foi de 20,6%, 7,4 p.p. superior ao registrado em 2016, que totalizou 13,2%. Esse aumento é explicado principalmente pela piora da hidrologia no SIN (75,8% da MLT em 2017 versus 87,0% da MLT em 2016) e pelo maior despacho térmico na comparação trimestral (10,7 GWm em 2017 versus 9,6 GWm em 2016). No quarto trimestre também houve um maior rebaixamento na comparação dos períodos, com 31,2% registrado no 4T17 versus 12,4% no 4T16.O gráfico abaixo apresenta os rebaixamentos contabilizados pela CCEE no MRE nas liquidações financeiras efetuadas ao longo de 2016 e 2017.

Rebaixamento | Energia Secundária no MRE (%)Rebaixamento | Energia Secundária no MRE (%)

20172016

-10

1T

12 16

2T

11

38

3T

1731

4T

1221

Ano

13

+ 8 p.p.

EFICIÊNCIA OPERACIONAL

Energia Gerada

Fonte HídricaEm 2017 houve um menor despacho das usinas hidrelétricas da Companhia em função da menor afluência auferida no SE/CO (submercado em que as usinas da Companhia estão localizadas). Na comparação dos períodos é possível verificar uma queda de 15,2 p.p. das afluências (80,1% em 2017 versus 95,3% em 2016). Desta forma, o volume total de energia gerada pelas usinas hidráulicas da AES Tietê Energia atingiu 11.259,6 GWh no ano, 14,1% inferior ao montante averiguado em 2016 (13.108,9 GWh).

Geração (Usinas) - GWh 4T16 4T17 Variação (%) 2016 2017 Variação (%)

Energia Gerada Bruta 3.239,0 2.434,4 -24,8% 13.108,9 11.259,6 -14,1%Água Vermelha 1.729,8 1.273,4 -26,4% 6.765,4 5.623,8 -16,9%Bariri 177,5 140,4 -20,9% 764,8 695,3 -9,1%Barra Bonita 140,3 102,3 -27,1% 631,5 574,6 -9,0%Caconde 97,6 59,2 -39,4% 366,6 281,2 -23,3%Euclides da Cunha 130,2 83,0 -36,2% 365,4 376,0 2,9%Ibitinga 207,8 169,3 -18,5% 808,7 749,2 -7,4%Limoeiro 38,1 24,3 -36,1% 151,4 107,1 -29,2%Nova Avanhandava 417,0 346,7 -16,9% 1.803,0 1.624,4 -9,9%Promissão 289,8 230,1 -20,6% 1.414,0 1.198,6 -15,2%Mogi/S. Joaquim/S. José 10,9 5,7 -48,3% 38,0 29,5 -22,4%Fonte EólicaNo 4T17, o volume total de energia gerada pelos parques eólicos da AES Tietê Energia atingiu 370,3 GWh, 19,4% superior ao mesmo período de 2016 (310,1 GWh). A variação é explicada principalmente pela maior disponibilidade de escoamento de geração com a entrada em operação comercial da subestação Igaporã III em 19 de junho de 2017 e a otimização da disponibilidade das máquinas devido à maior agilidade na manutenção dos aerogeradores por meio da nova gestão do ativo e implementação de novas técnicas.

Geração - Parques Eólicos (GWh) 4T16 4T17 Variação

Energia Gerada Bruta * 310,1 370,3 19,4%LER 2010 156,9 149,4 -4,8%LEN 2011 153,1 220,9 44,3%

* antes das perdas com transmissão

EFICIÊNCIA ECONÔMICA/FINANCEIRA

Desempenho Econômico Financeiro

Demonstração dos Resultados 2016 2017 Variação

Receita Operacional Bruta 1.762,6 1.945,2 10,4%Receita Operacional Líquida 1.561,3 1.728,1 10,7%Custos do Serviço de Energia Elétrica * (756,0) (897,1) 18,7%Resultado Bruto 644,4 631,6 -2,0%EBITDA 805,4 831,0 3,2%Receita (Despesa) Financeira (135,8) (203,8) 50,1% Receitas Financeiras 87,5 91,4 4,5% Despesas Financeiras (231,8) (296,5) 27,9% Variações cambiais, líquidas 8,5 1,2 -85,7%Resultado antes dos Tributos 508,6 426,8 -16,1%Provisão para Imposto de Renda e Contribuição Social (114,2) (96,7) -15,4%Impostos Diferidos (35,8) (31,8) -11,1%Lucro Líquido do Exercício 358,5 298,3 -16,8%* Não inclui depreciação e amortizaçãoReceita Bruta/Líquida

Receita Bruta (R$ milhões) 2016 2017 Variação

Receita Bruta - Consolidado 1.762,6 1.945,2 10,4%

Receita Bruta - Fonte Hidraúlica 1.762,6 1.789,4 1,5%

Energia Contratada 1.675,4 1.681,7 0,4% Mercado Livre 1.571,6 1.624,3 3,4% Mercado Regulado 103,8 57,4 -44,7%CCEE 87,0 107,5 23,5% Mercado spot 33,2 77,8 134,2% MRE 47,1 24,0 -48,9% Outras Receitas CCEE 6,7 5,6 -16,9%Outras Receitas 0,1 0,2 57,5%Receita Bruta - Fonte Eólica – 147,5 –

Energia Contratada – 116,3 – LER 2010 – 58,9 – LEN 2011 – 1,7 – Renova Comercializadora – 55,6 –Mercado Spot – 31,2 –Outras Receitas - subsidiárias integrais – 8,2 –

Em 2017, a receita operacional bruta totalizou R$ 1.945,2 milhões, 10,4% superior àquela registrada em 2016, de R$ 1.762,6 milhões. O resultado é explicado principalmente, pelos seguintes fatores:(i) R$ 147,5 milhões referente à Alto Sertão II a partir de agosto de 2017;(ii) R$ 44,6 milhões de incremento em função do maior preço médio da energia vendida no mercado spot no período (R$ 251,78/MWh em 2017 versus

R$ 82,68/MWh em 2016);(iii) R$ 6,3 milhões de aumento na venda de energia contratada, refletindo melhor preço no mercado livre compensado pela redução na receita de venda no

mercado regulado, devido descontratação por conta do plano de mitigação do risco hidrológico; e(iv) R$ 23,0 milhões de redução de venda de energia no âmbito MRE, em função, do menor volume de geração averiguado em 2017.Em 2017, as deduções totalizaram R$ 217,1 milhões ante R$ 201,3 milhões em 2016, um aumento de 7,9% na comparação dos períodos.A receita operacional líquida consolidada de 2017 totalizou R$ 1.728,1 milhões, um aumento de 10,7% quando comparado aos R$ 1.561,3 milhões auferidos em 2016.

LU

Z

AES Tietê Energia S.A. e Controladas CNPJ 04.128.563/0001-10

Companhia Aberta

Custos e Despesas Operacionais

Custos e Despesas Operacionais Consolidados (R$ milhões) 2016 2017 ** Variação

Custos e Despesas Operacionais * 756,0 897,1 18,7%

Encargos e taxas setoriais 194,6 186,0 -4,4%Energia comprada 317,6 430,9 35,7%Total de encargos e taxas setoriais + energia comprada 512,2 616,9 20,4%

Pessoal 99,4 117,7 18,5%Material e serviços de terceiros 98,2 123,4 25,6%Outros 46,2 39,2 -15,2%PMSO Reportado 243,8 280,2 15,0%

* Não inclui Depreciação e Amortização** Considera fonte hidráulica, eólica e outras subsidiárias da CompanhiaNa comparação do ano, os custos e despesas operacionais, excluindo depreciação e amortização, totalizaram R$ 897,1 milhões, um aumento de 18,7% em relação a 2016, resultado explicado em sua maior parte devido às despesas não recorrentes com aquisição de novos ativos e reestruturação do quadro de funcionários.Em 2017, as despesas com PMSO totalizaram R$ 280,2 milhões, aumento de 15,0% quando comparada com 2016 (R$ 243,8 milhões). Essa variação se dá, principalmente por:(i) incremento de R$ 25,2 milhões em despesas não recorrentes com aquisição de novos ativos na linha de material e serviços de terceiros;(ii) aumento da despesa com pessoal no valor de R$ 18,3 milhões principalmente devido à reestruturação do quadro de funcionários e incidência de inflação;

efeitos parcialmente compensados pela:(iii) redução de R$ 7,0 milhões na linha de outras despesas operacionais devido a pagamento de acordo no âmbito de um procedimento arbitral, que ocorreu

no 4T16EBITDAEm 2017, a Companhia registrou EBITDA de R$ 831,0 milhões ante R$ 805,4 milhões em 2016, representando um aumento de 3,2%. O desempenho está principalmente relacionado:(i) efeito positivo de R$ 104,8 milhões referente à geração eólica de Alto Sertão II; efeito parcialmente compensado pelo:(ii) efeito negativo de R$ 65,7 milhões na margem comercial devido à hidrologia no período; e(iii) efeito negativo de R$ 13,7 milhões devido às despesas não recorrentes com aquisição de novos ativos e reestruturação do quadro de funcionários.Conforme a Instrução CVM 527/2012, a divulgação do cálculo do EBITDA deve ser acompanhada da conciliação dos valores constantes das demonstrações contábeis e deve ser obtido da seguinte forma: resultado líquido do período (R$ 298,3 milhões em 2017 e R$ 358,5 milhões em 2016), acrescido dos tributos sobre o lucro (R$ 128,5 milhões em 2017 e R$ 150,0 milhões em 2016), das despesas financeiras e variação cambial líquidas das receitas financeiras (despesa de R$ 203,8 milhões em 2017 e de R$ 135,8 milhões em 2016), e da depreciação e amortização (R$ 200,4 milhões em 2017, incluindo amortização de intangível e mais valia gerado em aquisições, e R$ 161,0 milhões em 2016) totalizando conforme acima R$ 831,0 milhões e R$ 805,4 milhões em 2017 e 2016, respectivamente.Resultado FinanceiroO resultado financeiro da AES Tietê Energia foi negativo em R$ 203,8 milhões em 2017, ante um resultado negativo de R$ 135,8 milhões em 2016.Receitas FinanceirasNo acumulado do ano, as receitas financeiras da Companhia aumentaram 4,5% quando comparadas à 2016 (R$ 91,4 milhões em 2017 versus R$ 87,5 milhões em 2016), principalmente em função:(i) R$ 396,0 milhões de aumento no montante referente ao GSF retido pelo efeito da liminar vigente;(ii) R$ 210,0 milhões de valor remanescente da 3ª emissão de Nota Promissória, emitida em junho de 2017 e utilizado principalmente para a compra das

1ª e 2ª emissões de debêntures para financiamento da construção e Guaimbê a partir de outubro de 2017; efeitos compensados parcialmente pela:(iii) menor taxa média do CDI entre os períodos (10,07% em 2017 versus 14,06% em 2016).Despesas FinanceirasEm 2017, as despesas financeiras e variações cambiais aumentaram em 32,2% na comparação com 2016 (R$ 295,3 milhões em 2017 versus R$ 223,3 milhões em 2016), devido aos seguintes fatores:(i) aumento de R$ 131,0 milhões em função do aumento da dívida para financiar a aquisição do Complexo ASII e Boa Hora assim como as dívidas já

existentes no ativo adquirido, compensado parcialmente pela queda dos indexadores CDI e IPCA, resultando no efeito líquido de R$ 66,6 milhões; e(ii) pelo pagamento do prêmio de resgate, em função do pré-pagamento da 2ª e 3ª emissão de debêntures e da 2ª série da 4ª emissão, no montante de R$ 7,6 milhões.Lucro LíquidoA AES Tietê Energia registrou um lucro líquido de R$ 298,3 milhões em 2017 uma redução de R$ 60,3 milhões ou 16,8% em relação a 2016 (R$ 358,5 milhões).

Remuneração aos Acionistas

Dividendos AES Tietê Energia 2017 (R$ milhões)

Lucro do Período - 31 de dezembro de 2017 298,3

Realização de ajuste de avalliaçnao patrimonial 57,0Ajuste por conta de dividendos prescritos 0,6Constituição de reserva legal (9,9)Base para pagamento de dividendos 345,9

Dividendos intermediários distribuídos 240,1Juros sobre capital próprio distribuídos 49,7Dividendos complementares, excedentes ao mínimo obrigatório 47,7Reserva de investimentos 8,5Total destinado 345,9

Ao longo de 2017, a Administração da Companhia distribuiu R$ 240,1 milhões, referentes aos dividendos intermediários dos três primeiros trimestres do ano e R$ 49,7 milhões sobre a forma de JSCP, relativos ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2017.Adicionalmente, a Administração da Companhia submeterá à aprovação dos acionistas em Assembleia Geral, prevista para ocorrer até 24 de abril de 2018, proposta de distribuição de dividendos complementares ao lucro líquido do exercício de 2017, no montante de R$ 47,7 milhões, sendo R$ 0,02423505849 por ação ordinária e preferencial e R$ 0,12117529245 por unit.

Endividamento

Dívidas (R$ milhões)Montante - R$

milhões* Vencimento Custo Nominal

AES Tietê Energia 2.457,54ª Emissão de Debêntures - 3ª série 321,0 dezembro/20 IPCA + 8,43% a.a.5ª Emissão de Debêntures 180,0 dezembro/23 IPCA + 6,54% a.a.6ª Emissão de Debêntures - 1ª série 688,5 abril/22 CDI + 0,90% a.a.6ª Emissão de Debêntures - 2ª série 324,5 abril/24 IPCA + 6,78% a.a.3ª Emissão de Notas Promissórias 943,7 junho/18 CDI + 1,35% a.a.AES Tietê Eólica 1.131,2Financiamento BNDES 693,0 dezembro/31 TJLP + 2,88% a.a.Financiamento BNDES (Subcrédito Social) 4,9 dezembro/31 TJLPRepasse Banco do Brasil (BNDES indireto) 262,7 dezembro/31 TJLP + 2,60% a.a.1ª Emissão de Debêntures - 1ª série 87,7 dezembro/25 IPCA + 7,61% a.a.1ª Emissão de Debêntures - 2ª série 82,9 dezembro/25 IPCA + 7,87% a.a.* saldo contábilA dívida bruta consolidada da AES Tietê Energia totalizava R$ 3.589,6 milhões em 31 de dezembro de 2017, valor 148,1% superior à posição da dívida bruta em 31 de dezembro de 2016 (R$ 1.446,6 milhões). Essa variação está associada à:(i) R$ 900 milhões da 3ª emissão de Nota Promissória, sendo R$ 615,5 milhões para a aquisição de ASII e o restante para a aquisição de Boa Hora e

financiamento da aquisição de Guaimbê; e(ii) R$ 1.131,2 milhões de dívidas do Complexo Eólico Alto Sertão II. A empresa adquirida veio com as seguintes dívidas: R$ 697,9 milhões em financiamentos

com o BNDES, R$ 262,7 milhões em repasse de financiamento indireto de BNDES pelo Banco do Brasil e R$ 170,6 milhões em emissão de duas séries de debêntures.

No encerramento do exercício de 2017, as disponibilidades somavam R$ 1.204,5 milhões, montante superior ao valor registrado no mesmo período de 2016 (R$ 577,6 milhões). Tal diferença se deve, principalmente:(i) R$ 396,0 milhões de aumento no montante referente ao GSF retido pelo efeito da liminar vigente; e(ii) R$ 210,0 milhões de saldo remanescente da 3ª emissão de Nota Promissória, emitida em junho de 2017, dos quais R$ 150,0 milhões foram aplicados

nas debêntures emitidas pelo Complexo Solar Guaimbê.Dessa forma, a dívida líquida consolidada em 31 de dezembro de 2017 era de R$ 2.385,1 milhões, montante 174,5% superior em relação à posição em 31 de dezembro de 2016 (R$ 869,0 milhões) em função do aumento do endividamento para fazer frente às aquisições da Companhia.Os gráficos a seguir apresentam a composição dos indexadores do endividamento da AES Tietê de forma consolidada em 31 de dezembro de 2017, bem como o cronograma de amortização para a AES Tietê. Cronograma de amortização da dívida5 - R$ milhões Dívida Bruta por Indexador6Dívida Bruta por Indexador6

CDI Pré-fixadaIPCA TJLP

Cronograma de Amortização da Dívida5 - R$ milhões

2020

90

332

422

955

94

341

435

93

434

527

2021 2022 2023 - 2031

735

1.151

41528,45%44,57%

26,96%0,02%

AES Tiête EólicaAES Tietê Energia

2018

900

552019

600

60

5 Fluxo composto por amortização de principal. 6 Valores relativos ao principal.No âmbito do projeto de Alto Sertão II, os financiamentos do BNDES e Banco do Brasil apresentam um fluxo de amortização e pagamento de juros mensal, enquanto para a 1ª Emissão de Debêntures o fluxo é semestral.Com relação aos projetos solares já anunciados pela Companhia, a estratégia de financiamento será de buscar uma estrutura ótima de capital, entre a AES Tietê e os projetos, além de estruturar um financiamento de longo prazo utilizando-se de garantias dos projetos, tendo em vista que os Contratos dos mesmos possuem prazo de 20 anos.

Investimentos

Em 2017, a AES Tietê Energia investiu R$ 98,9 milhões, destinados principalmente às grandes manutenções das usinas Água Vermelha e Barra Bonita, como mencionado anteriormente, montante 2,1% inferior ao valor investido em 2016 (R$ 101,0 milhões). A decisão da Companhia pela realização desses investimentos visa à melhoria das suas condições operacionais e assegura a disponibilidade de seu parque gerador, resultando em ganhos de produtividade e eficiência.Plano de InvestimentoA Companhia prevê investir aproximadament e R$ 934,6 milhões no período de 2018 até 2022, principalmente na construção dos novos parques solares, conforme apresentado na tabela a seguir:

Projeção de Investimentos - R$ milhões

Investimentos (R$ milhões)* 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E Total 2018E-2022E

Modernização e Manutenção Usinas 68,7 53,7 58,9 70,7 75,8 327,7Novos Projetos 405,0 175,0 0,0 0,0 0,0 580,0Juros de Capitalização ** 9,9 5,1 1,1 5,1 5,7 26,9Total 483,6 233,8 60,0 75,7 81,5 934,6

* valores nominais** não considera juros de capitalização sobre os novos projetos5 Fluxo composto por amortização de principal.6 Valores relativos ao principal.

GESTÃO SOCIOAMBIENTAL

Segurança

Segurança é o valor número 1 do Grupo AES BrasilGarantir a segurança de nossos colaboradores, contratados e das comunidades é prioridade na gestão de nosso negócio. Para gerenciar nosso desempenho e definir os investimentos e ações em linha com a estratégia da AES Corporation, seguimos as diretrizes da norma norte-americana OSHA, além de termos nossas operações certificadas de acordo com a norma OHSAS 18001 desde 2011. Em 2017, obtivemos a recertificação dos processos de segurança e saúde ocupacional, de acordo com o estipulado pela norma internacional, para todas as nossas usinas e para as PCHs São Joaquim e São José.Nosso Programa de Segurança, apoiado na Política de Sustentabilidade da AES Brasil, está estruturado para fortalecer a cultura de segurança entre nossos profissionais e abrange uma série de iniciativas com foco na avaliação das condições de segurança do ambiente de trabalho e disseminação de boas práticas e ações preventivas. Entre elas destacam-se as caminhadas de segurança, que ganharam um incremento no último ano com a adoção de um aplicativo no qual os líderes podem fazer as avaliações com mais agilidade por meio de aparelhos mobile. Além disso, as preleções de segurança e o relato de segurança são outras práticas adotadas de forma frequente em nossas operações.Em 2017, atingimos as metas estabelecidas para o ano em relação a acidentes com afastamento para colaboradores próprios. Da mesma forma, superamos os índices estabelecidos para acidentes sem afastamento (Recordable Rate). Também não houve acidentes fatais em nossas operações.Segurança com a populaçãoNo que diz respeito à segurança das comunidades localizadas no entorno de nossas usinas e reservatórios, tivemos mais um ano sem registro de qualquer tipo de ocorrência. Durante 2017, mantivemos programa s de conscientização e educação ambiental para a população, com destaque para campanhas educativas sobre segurança, meio ambiente e o respeito às sinalizações, divulgadas por meio de veículos de comunicação de grande alcance nos municípios em que estão localizadas nossas instalações. Também promovemos visitas às usinas e eventos de esclarecimento sobre nossas operações. No ano, 15.516 pessoas foram impactadas por essas iniciativas.Investimento social nas comunidades locaisNo relacionamento com as comunidades das regiões em que atuamos, temos o objetivo de promover o desenvolvimento e, para tanto, realizamos investimentos com a utilização das leis de incentivo à cultura e ao esporte.Em 2017, nossos investimentos direcionados para projetos sociais atingiram um montante de R$ 3,8 milhões. Mais de 17 mil pessoas foram impactadas pelas ações que, além de promoverem o desenvolvimento e crescimento das comunidades, ampliam o reconhecimento da AES Tietê como uma companhia compromissada com a sociedade e a geração de valor sustentável.

Gestão Ambiental

Em conformidade com o Sistema de Gestão Ambiental (“SGA”) da AES Tietê Energia, certificado de acordo com a norma ISO 14.001, os impactos negativos gerados pelas unidades são mapeados e mitigados pelas ações desenvolvidas pelos programas ambientais e ações realizadas nas instalações.O SGA oferece uma sistemática de melhoria contínua por meio da definição de objetivos, metas e programas de gestão e avaliação do desempenho ambiental, padronizando, assim, os processos e as atividades da empresa, e identificando os principais riscos e oportunidades visando a proteção ao meio ambiente.Monitoramento de barragens e reservatóriosA segurança das barragens de nossas usinas hidrelétricas e PCHs é realizada de maneira contínua por meio do monitoramento de instrumentos instalados nas estruturas civis, além de inspeções visuais periódicas com apoio de drones para áreas submersas, e aéreos. Este trabalho é realizado por corpo técnico especializado, composto por engenheiros civis, hídricos, topógrafos e técnicos. Bimestralmente são emitidos relatórios técnicos de consistência do monitoramento, validando o estado de segurança das estruturas. A condução e análise das informações é realizada por corpo técnico especializado, composta por engenheiros civis, hidrólogos, topógrafos e técnicos.O monitoramento dos reservatórios é realizado periodicamente e, além de controlar as condições ambientais desses locais, permite registrar eventuais ocorrências de ocupações irregulares, inclusive de loteamentos clandestinos, em nossos 4.800 quilômetros de bordas.Reflorestamento nos reservatóriosUma das iniciativas fundamentais, alinhada às demandas da legislação ambiental e que contribui para o desenvolvimento sustentável, é o Programa de Reflorestamento. A atividade contribui para a conservação da flora, abastecimento do lençol freático e para evitar o processo de erosão e assoreamento dos reservatórios. Por meio do Mãos na Mata, iniciativa que conta com o apoio da ONG SOS Mata Atlântica, buscamos parcerias com empresas que precisam fazer compensações ambientais com foco na revitalização de áreas da Mata Atlântica e do Cerrado. Para tanto, o programa oferece ao cliente o espaço para o reflorestamento, nas bordas dos reservatórios da AES Tietê, fornece o projeto e as mudas, e se responsabiliza pelo monitoramento das áreas. Em 2017, 301 hectares foram reflorestados tendo superado a meta estabelecida para o ano.Mais informações sobre os temas socioambientais podem ser encontradas no Relatório de Sustentabilidade da Companhia.

GOVERNANÇA CORPORATIVA

A governança corporativa é o sistema pelo qual uma Companhia é controlada e monitorada e envolve as práticas e os relacionamentos entre acionistas, Conselho de Administração, Conselho Fiscal e Diretoria. A adoção de boas práticas de governança é essencial para a gestão estratégica e eficiente do negócio. Com foco na criação de valor para seus acionistas, a Companhia continuamente trabalha para aprimorar suas práticas.No âmbito interno, a AES Tietê Energia é administrada por um Conselho de Administração e por uma Diretoria. O Conselho de Administração é responsável pelo planejamento e pelas questões estratégicas da empresa. Atualmente, o Conselho de Administração é composto por onze membros efetivos e nove membros suplentes. Dentre os seus membros, sete membros efetivos e respectivos suplentes foram indicados pelo acionista controlador, um membro efetivo pela BNDES Participações S.A. - BNDESPAR nos termos do Acordo de Acionistas da Companhia, um membro efetivo independente indicado pelo controlador, um membro efetivo são indicados pelos acionistas minoritários e também considerados conselheiros independentes e o último membro efetivo foram eleitos pelos colaboradores da Companhia, conforme disposição do seu estatuto social. O mandato dos atuais membros do Conselho de Administração se encerrará na data da realização da Assembleia Geral Ordinária que examinará as contas da administração da Companhia referentes ao exercício social que findo em 31 de dezembro de 2017.Atualmente a Diretoria é composta por 3 membros, incluindo o Diretor Presidente e o Diretor de Relações com Investidores. Os membros da Diretoria Executiva desempenham suas funções de acordo com o objeto social da Companhia, conduzindo os negócios e operações com estrita observância das disposições do Estatuto Social, das decisões das Assembleias Gerais de Acionistas e do Conselho de Administração.Atualmente, a Companhia possui um Conselho Fiscal, que tem como principal função fiscalizar os atos dos administradores e verificar o cumprimento dos seus deveres legais e estatutários. Além disto, o Conselho Fiscal também é responsável por examinar as informações trimestrais e as demonstrações contábeis elaboradas pela Companhia, opinar sobre o relatório anual da administração e as propostas dos órgãos da administração a serem submetidos em Assembleia Geral.O Conselho Fiscal da Companhia é atualmente composto por cinco membros efetivos, dos quais: dois efetivos foram indicados pelo acionista controlador, um efetivo foi indicado pela BNDESPAR nos termos do Acordo de Acionistas da Companhia, um efetivo foi indicado pelos acionistas minoritários preferencialistas da Companhia e um membro efetivo indicado pelos acionistas minoritários ordinaristas da Companhia.Por ser subsidiária da The AES Corporation, companhia de capital aberto com ações na Bolsa de Nova York, a AES Tietê Energia possui controles internos em conformidade com os requerimentos da Lei Sarbanes-Oxley (“SOX”), cujo objetivo é assegurar a confiabilidade das demonstrações contábeis de companhias que negociam ações no mercado nort e-americano.Por fim, comprometido com o constante aperfeiçoamento das boas práticas de governança corporativa da Companhia, o Conselho de Administração constituiu, em junho de 2017, o Comitê de Remuneração e Pessoas e o Comitê de Sustentabilidade. De natureza não estatutária, os Comitês têm a função de assessorar o Conselho de Administração em matérias de sua competência e contam com a participação de conselheiros independentes e especialistas em cada assunto.

Estrutura Acionária

Estrutura AcionáriaEm 07 de julho de 2017, a AES Tietê Energia comunicou o encerramento do prazo para o exercício do direito de recesso pelos acionistas dissidentes das deliberações da Assembleia Geral Extraordinária de 29 de maio de 2017, que aprovou a aquisição do Complexo Eólico Alto Sertão II, tendo como resultado o exercício do direito de retirada de 36 ações ordinárias, 389 ações preferenciais e 30.314 units de emissão Companhia. Com isso, as ações resultantes desse processo foram destinadas à tesouraria da Companhia. Assim, a AES Tietê Energia passou a deter 30.353 ações ordinárias e 121.657 ações preferenciais.Entre 10 e 17 de outubro de 2017 a Companhia realizou um processo de venda de uma parcela de suas ações em tesouraria. O total da venda destas ações foi de 10.650 ações ordinárias e 42.845 ações preferenciais. Assim, a AES Tietê Energia passou a deter 19.703 ações ordinárias e 78.812 ações preferenciais em tesouraria.Em 31 de dezembro de 2017, o capital social subscrito e integralizado da AES Tietê Energia era de R$ 416,6 milhões, representado por ações ordinárias e preferenciais, conforme detalhado a seguir.

Estrutura Acionárias ON % ON PN % PN Total % Total

AES Holdings Brasil 477.289.199 61,6% 471.926 0,0% 477.761.125 24,3%BNDES 111.477.600 14,4% 445.910.403 37,4% 557.388.003 28,3%Eletrobras 31.228.340 4,0% 124.913.360 10,5% 156.141.700 7,9%Ações em Tesouraria 19.703 0,0% 78.812 0,0% 98.515 0,0%Outros 155.159.742 20,0% 620.835.827 52,1% 775.995.569 39,4%Total 775.174.584 100,0% 1.192.210.328 100,0% 1.967.384.912 100,0%

MERCADO DE CAPITAIS

Em 2017, as units da Companhia apresentaram desvalorização de 8,9%, quando comparadas a 2016, encerrando o ano cotadas a R$ 12,75. Em relação aos indicadores de mercado, no mesmo período, o IEE valorizou 10,0% e o Ibovespa 26,9%, encerrando 2017 em 39.732 pontos e 76.402 pontos, respectivamente. Ao longo do ano de 2017, o volume médio diário negociado foi de 1.328 mil units frente a 1.220 mil units em 2016, representando um aumento de 9% em relação a 2016. O gráfico abaixo demonstra o desempenho das units:

AES Tietê Energia x Ibovespa x IEE x TSR*BASE 100 - 31/12/2016

AES Tiête Energia x Ibovespa x IEE x TSR*BASE 100 - 31/12/2016

IEETIET11 TIET11 TSR IBOV

-8,9%-3,0%

26,9%

10,0%

dezembro2016

fevereiro2017

janeiro2017

março2017

maio2017

abril2017

junho2017

julho2017

agosto2017

setembro2017

outubro2017

novembro2017

50

75

100

125

150

Fonte: Bloomberg* Total Shareholder Return - Retorno total ao acionista. (Considera a variação das cotações e os dividendos declarados no período).

Fonte: Bloomberg* Total Shareholder Return - Retorno total ao acionista. (Considera a variação das cotações e os dividendos declarados no período).

AUDITORIA INDEPENDENTE

Ao longo do exercício de 2017, a AES Tietê Energia utilizou os serviços de auditoria independente da Ernst & Young Auditores Independentes S.S (“EY”). Em 2017, os serviços prestados pela EY foram (i) auditoria das demonstrações contábeis e revisão especial das Informações Trimestrais (“ITRs”) preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil; (ii) auditoria para fins de consolidação pela controladora indireta The AES Corporation, sediada nos Estados Unidos da América; (iii) revisão do Relatório de Controle Patrimonial - RCP, elaborado de acordo com as normas regulatórias da ANEEL; (iv) emissão de relatórios de asseguração limitada sobre as análises trimestrais de apuração dos índices financeiros em cumprimento à clausula 8 da Escritura da 4ª emissão de debêntures; e (v) realização de procedimentos previamente acordados afim de atender às disposições dos Despachos nº 512 de 10 de fevereiro de 2011 e nº 1.976 de 24 de julho de 2013, da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira, da ANEEL, referente ao Manual dos Programas e Projetos de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética.O valor total dos serviços acima descritos totaliza R$ 1.864.233 (Um milhão, oitocentos e sessenta e quatro mil e duzentos e trinta e três reais). Os serviços (i), (ii), (iii) acima, possuem prazo de contratação de um ano e foram contratados em 01/04/2017, os serviços descritos no item (iv) possuem prazo de contratação de um ano e foi contratado em 01/08/17, já os serviços descritos no item (v) possuem prazo de contratação de 36 meses e foram contratados em 16/05/2016.A Administração da Companhia, assim como seus auditores independentes, entende que os serviços mencionados acima são caracterizados como serviços relacionados à auditoria e, por consequência, não afetam a independência e objetividade da EY, necessárias ao desempenho dos serviços de auditoria de acordo com as regras vigentes no Brasil.Ao contratar outros serviços de seus auditores externos, a política de atuação da Companhia se fundamenta nos princípios que preservam a independência do auditor e consistem em: (a) o auditor não deve auditar seu próprio trabalho, (b) o auditor não deve exercer funções gerenciais na Companhia e (c) o auditor não deve promover os interesses da Companhia.

Barueri, 19 de fevereiro de 2018

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO 2016

BALANÇOS PATRIMONIAIS31 de dezembro de 2017 e 2016

(Valores expressos em milhares de reais - R$)

Reapresentado(i) Reapresentado(i)

Controladora Consolidado

Notas 2017 2016 2017 2016

ATIVO CIRCULANTECaixa e equivalentes de caixa 5 44.294 72.086 134.593 72.086Investimentos de curto prazo 5 1.067.545 505.531 1.069.928 505.531Contas a receber de clientes 6 255.270 146.897 312.995 146.897Conta de ressarcimento 19 – – 159 –Tributos e contribuições sociais compensáveis 7 30.078 44.346 32.703 44.346Contas a receber de partes relacionadas 30.1 – 4.920 – 4.920Instrumentos financeiros derivativos 32 14.030 – 14.030 –Cauções e depósitos vinculados 10 678 643 7.556 643Outros créditos 3.217 2.056 6.680 2.056TOTAL ATIVO CIRCULANTE 1.415.112 776.479 1.578.644 776.479ATIVO NÃO CIRCULANTEContas a receber de clientes 6 13.075 13.075 13.075 13.075Conta de ressarcimento 19 – – 1.253 –Tributos e contribuições sociais compensáveis 7 467 698 474 698Tributos e contribuições sociais diferidos 8 – – 1.607 –Tributos a recuperar 9 140.922 159.665 140.922 159.665Cauções e depósitos vinculados 10 138.003 4.465 213.632 4.465Instrumentos financeiros derivativos 32 78 – 78 –Outros créditos 84 39 1.860 39Investimento 11 745.222 – – –Imobilizado, líquido 12 3.028.051 3.089.307 4.722.142 3.089.307Intangível 13 42.276 55.851 144.226 55.851TOTAL ATIVO NÃO CIRCULANTE 4.108.178 3.323.100 5.239.269 3.323.100

TOTAL DO ATIVO 5.523.290 4.099.579 6.817.913 4.099.579



Notas 2017 2016 2017 2016

PASSIVO CIRCULANTEFornecedores 14 801.407 411.782 843.105 411.782Empréstimos, financiamentos e debêntures 16 954.970 255.776 1.014.376 255.776Conta de ressarcimento 19 – – 26.471 –Imposto de renda e contribuição social a pagar 15 30.261 49.220 34.650 49.220Outros tributos a pagar 15 7.272 14.184 9.826 14.184Dividendos e juros sobre capital próprio a pagar 11.646 52.569 11.646 52.569Obrigações sociais e trabalhistas 17 22.695 22.271 23.312 22.271Provisões para processos judiciais e outros 20 3.067 1.571 3.067 1.571Encargos setoriais 21 20.283 18.227 20.364 18.227Outras obrigações 22 7.087 2.345 9.458 2.345TOTAL PASSIVO CIRCULANTE 1.858.688 827.945 1.996.275 827.945PASSIVO NÃO CIRCULANTEEmpréstimos, financiamentos e debêntures 16 1.503.434 1.190.794 2.575.245 1.190.794Conta de ressarcimento 19 – – 22.213 –Tributos e contribuições sociais diferidos 8 409.382 393.757 409.426 393.757Obrigações com entidade de previdência privada 18 3.954 7.981 3.954 7.981Obrigações sociais e trabalhistas 17 346 154 346 154Provisões para processos judiciais e outros 20 76.378 72.019 134.378 72.019Encargos setoriais 21 8.459 16.769 8.459 16.769Outras obrigações 22 104.959 12.061 109.927 12.061TOTAL PASSIVO NÃO CIRCULANTE 2.106.912 1.693.535 3.263.948 1.693.535PATRIMÔNIO LÍQUIDOCapital social subscrito e integralizado 23.1 416.646 416.646 416.646 416.646Reserva de capital 23.1 198.506 198.072 198.506 198.072Reservas de lucros 23.1 139.470 107.953 139.470 107.953 – Legal 23.1 83.329 73.425 83.329 73.425 – Reserva de investimentos 23.1 / 24 8.463 – 8.463 – – Proposta de distribuição de dividendos adicionais 23.1 / 24 47.678 34.528 47.678 34.528Ajustes de avaliação patrimonial 23.2 801.742 858.717 801.742 858.717Ações em tesouraria (68) – (68) –Outros resultados abrangentes 23.2 1.394 (3.289) 1.394 (3.289)TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO 1.557.690 1.578.099 1.557.690 1.578.099TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO 5.523.290 4.099.579 6.817.913 4.099.579

(i) Vide nota explicativa nº 2.2.As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis


Companhia Aberta

DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDOExercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016


DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOSExercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016

(Valores expressos em milhares de reais - R$, exceto lucro por ação)

DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS ABRANGENTESExercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016


DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADOExercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016


NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS31 de dezembro de 2017 e 2016

(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)

DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXAExercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016


Reservas de capital Reservas de lucros

Descrição NotasCapital social

Reserva especial de ágio

Remuneração de bens

e direitos

Opções de ações

outorgadas

Outras reservas de capital

Ações em tesouraria Legal

Reserva de investimentos

Propostas de distribuição de dividendos adicionais

Ajuste de avaliação

patrimonial

Outros resultados

abrangentes Lucros

acumulados

Total do Patrimônio

líquido

Saldos em 31 de dezembro de 2015 262.018 341.198 9.405 1.950 – – 52.404 – 428.384 920.607 2.500 – 2.018.466 Lucro líquido do exercício – – – – – – – – – – – 358.533 358.533Resultado abrangente total: Remensuração da obrigação de benefício definido 18 – – – – – – – – – – (8.771) – (8.771) Imposto de renda e contribuição social sobre remensuração da obrigação de benefício definido 8 – – – – – – – – – – 2.982 – 2.982Transações com os acionistas: Remuneração com base em ações – – – 147 – – – – – – – – 147 Dividendos e juros sobre o capital próprio não resgatados 24 – – – – – – – – – – – 615 615 Distribuição de dividendos intermediários 24 – – – – – – – – – – – (305.506) (305.506) Juros sobre o capital próprio declarados 24 – – – – – – – – – – – (59.983) (59.983) Dividendos complementares ao mínimo obrigatório de 2015 pagos 24 – – – – – – – – (428.384) – – – (428.384)Mutações internas do Patrimônio Líquido: Aumento de capital mediante capitalização parcial da Reserva Especial de ágio 23.1 154.628 (154.628) – – – – – – – – – – – Realização do ajuste de avaliação patrimonial – – – – – – – – – (93.773) – 93.773 – Imposto de renda e contribuição social sobre realização de ajuste de avaliação patrimonial – – – – – – – – – 31.883 – (31.883) – Constituição de reserva legal 24 – – – – – – 21.021 – – – – (21.021) – Dividendos adicionais propostos - excedente ao mínimo obrigatório 24 – – – – – – – – 34.528 – – (34.528) –Saldos em 31 de dezembro de 2016 416.646 186.570 9.405 2.097 – – 73.425 – 34.528 858.717 (3.289) – 1.578.099 Lucro líquido do exercício – – – – – – – – – – – 298.277 298.277Resultado abrangente total: Remensuração da obrigação de benefício definido 18 – – – – – – – – – – 6.151 – 6.151 Imposto de renda e contribuição social sobre remensuração da obrigação de benefício definido – – – – – – – – – – (2.092) – (2.092) Hedge de fluxo de caixa – – – – – – – – – – 945 – 945 Imposto de renda e contribuição social sobre hedge de fluxo de caixa – – – – – – – – – – (321) – (321)Transações com os acionistas: Remuneração com base em ações – – – 317 – – – – – – – – 317 Dividendos e juros sobre o capital próprio não resgatados 24 – – – – – – – – – – – 601 601 Dividendos complementares ao mínimo obrigatório de 2016 pagos 24 – – – – – – – – (34.528) – – – (34.528) Distribuição de dividendos intermediários 24 – – – – – – – – – – – (240.140) (240.140) Juros sobre o capital próprio declarados 24 (49.668) (49.668) Compra de ações em tesouraria 4.1 – – – – – (105) – – – – – – (105) Venda de ações em tesouraria – – – 117 37 – – – – – – 154Mutações internas do Patrimônio Líquido: Realização do ajuste de avaliação patrimonial – – – – – – – – – (86.326) – 86.326 – Imposto de renda e contribuição social sobre realização de ajuste de avaliação patrimonial – – – – – – – – – 29.351 – (29.351) – Constituição de reserva legal 24 – – – – – – 9.904 – – – – (9.904) – Dividendos adicionais propostos - excedente ao mínimo obrigatório 23.1/24 – – – – – – – – 47.678 – – (47.678) – Constituição de reserva de investimentos 23.1/24 – – – – – – – 8.463 – – – (8.463) –Saldos em 31 de dezembro de 2017 416.646 186.570 9.405 2.414 117 (68) 83.329 8.463 47.678 801.742 1.394 – 1.557.690

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis



2017 2016 2017 2016

Atividades operacionais:Lucro líquido do exercício 298.277 358.533 298.277 358.533Ajustes para conciliar o lucro líquido do exercício com o caixa das atividades operacionais:Depreciação e amortização 171.907 158.297 207.864 158.297Amortização de intangível e mais valia gerado em aquisições 4.010 – 996 –Amortização do uso do bem público (UBP) 2.690 2.690 2.690 2.690Variação monetária e cambial (434) 13.514 1.560 13.514Perdas estimadas em créditos de liquidação duvidosa 2.777 – 2.777 –Provisão para processos judiciais e outros 5.093 29.614 5.093 29.614Marcação a mercado da opção (1.896) – (1.896) –Custo de empréstimos (encargos de dívidas) - líquido de juros capitalizados 215.337 178.992 264.043 178.992Fundo de pensão/Plano de assistência - Deliberação CVM 695 3.485 814 3.485 814Receita aplicação financeira em investimento curto prazo (78.898) (75.996) (79.087) (75.996)Baixa de bens do ativo 4.280 667 4.280 667Resultado de equivalência patrimonial (8.754) – – –Tributos e contribuições sociais diferidos 31.956 35.823 31.829 35.823Ações e opções de ações outorgadas 317 147 317 147Redução (aumento) dos ativos:Contas a receber de clientes (111.150) (119.200) (138.030) (119.200)Tributos e contribuições sociais compensáveis 23.406 119.725 22.549 119.725Contas a receber de partes relacionadas 4.920 266.894 4.920 266.894Conta de ressarcimento - CCEE – – 3.637 –Tributos e contribuições sociais diferidos – – 1.876 –Outros créditos (1.206) (50) (3.962) (50)Aumento (redução) dos passivos:Fornecedores 390.156 59.706 391.911 59.706Imposto de renda e contribuição social a pagar 91.554 95.345 96.731 95.345Outros tributos a pagar (27.987) (6.438) (30.376) (6.438)Conta de ressarcimento - CCEE – – (4.383) –Obrigações sociais e trabalhistas 616 2.753 1.233 2.753Encargos setoriais (6.254) 2.931 (6.254) 2.931Outras obrigações 5.581 437 (9.074) 437

1.019.783 1.125.198 1.073.006 1.125.198Pagamento de juros (encargos de dívidas) - líquido de juros capitalizados (135.282) (169.855) (182.030) (169.855)Pagamento de imposto de renda e contribuição social (115.416) (358.916) (120.188) (358.916)Pagamento de obrigações com entidade de previdência privada (1.361) (1.397) (1.361) (1.397)Pagamento de processos judiciais e outros (880) (32.950) (880) (32.950)Juros resgatados de investimentos de curto prazo 52.552 68.360 52.636 68.360Caixa líquido gerado nas atividades operacionais 819.396 630.440 821.183 630.440Atividades de investimentos:Aquisições de ativo imobilizado e intangível (104.045) (100.996) (104.524) (100.996)Aumento de capital em controlada (119.502) – – –Aquisição de investimento, líquido do caixa e equivalentes de caixa das empresas adquiridas (531.000) – (527.380) –Prêmio pago - opções de compra de moeda estrangeira (11.267) – (11.267) –Aplicações em investimentos de curto prazo (3.489.404) (3.294.617) (3.495.219) (3.294.617)Resgates de investimentos de curto prazo 2.950.110 3.542.225 2.953.627 3.542.225Aplicação caixa restrito – – (6.878) –Aplicações/Resgates de cauções e depósitos vinculados (129.793) 37.184 (153.428) 37.184Caixa líquido usado nas atividades de investimentos (1.434.901) 183.796 (1.345.069) 183.796Atividades de financiamentos:Ingressos de novos empréstimos e debêntures 1.900.000 180.000 1.924.423 180.000Dividendos e juros sobre capital próprio pagos (357.623) (768.766) (357.623) (768.766)Imposto de renda sobre juros sobre capital próprio 14.039 – 14.039 –Pagamento de empréstimos e debêntures (principal) (947.188) (143.864) (972.931) (143.864)Custo de empréstimos e debêntures (custos de transação e prêmios) (21.564) (10.078) (21.564) (10.078)Compra de ações em tesouraria (105) – (105) –Venda de ações em tesouraria 154 – 154 –Caixa líquido usado nas atividades de financiamentos 587.713 (742.708) 586.393 (742.708)Aumento (Redução) de Caixa e Equivalentes de Caixa (27.792) 71.528 62.507 71.528Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa 72.086 558 72.086 558Saldo final de caixa e equivalentes de caixa 44.294 72.086 134.593 72.086(i) Vide nota explicativa nº 2.2.




Notas 2017 2016 2017 2016

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 26 1.578.270 1.561.348 1.728.125 1.561.348CUSTOS OPERACIONAISCusto com Energia ElétricaEnergia elétrica comprada para revenda 27 (417.065) (317.633) (430.883) (317.633)Encargos do uso do sistema de transmissão e conexão 27 (120.604) (112.600) (128.630) (112.600)Taxa de fiscalização (6.779) (6.859) (7.030) (6.859)Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos (50.351) (75.104) (50.351) (75.104)Custo de OperaçãoPessoal e administradores (109.252) (98.015) (113.100) (98.015)Entidade de previdência privada 18 (4.571) (1.342) (4.599) (1.342)Serviços de terceiros (95.652) (89.762) (107.058) (89.762)Material (11.117) (8.438) (16.295) (8.438)Provisão para processos judiciais e outros, líquida 20 (1.251) (29.614) (1.251) (29.614)Perdas estimadas em créditos de liquidação duvidosa (2.777) 2.469 (2.777) 2.469Depreciação e amortização (163.424) (160.987) (199.381) (160.987)Outras despesas operacionais 28 (32.906) (19.087) (35.166) (19.087)TOTAL DOS CUSTOS OPERACIONAIS (1.015.749) (916.972) (1.096.521) (916.972)LUCRO BRUTO 562.521 644.376 631.604 644.376Resultado de equivalência patrimonial 11 8.754 – – –Amortização de intangível e mais valia gerado em aquisições 11 (4.010) – (996) –Receitas financeiras 29 89.422 87.469 91.435 87.469Despesas financeiras 29 (236.118) (231.794) (296.489) (231.794)Variações cambiais, líquidas 29 1.218 8.525 1.218 8.525TOTAL DO RESULTADO FINANCEIRO (145.478) (135.800) (203.836) (135.800)RESULTADO ANTES DOS TRIBUTOS SOBRE O LUCRO 421.787 508.576 426.772 508.576Contribuição social 8 (25.285) (31.154) (27.123) (31.154)Imposto de renda 8 (66.269) (83.066) (69.543) (83.066)Contribuição social diferida 8 (8.249) (9.426) (8.205) (9.426)Imposto de renda diferido 8 (23.707) (26.397) (23.624) (26.397)TOTAL DOS TRIBUTOS SOBRE O LUCRO (123.510) (150.043) (128.495) (150.043)LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 298.277 358.533 298.277 358.533Lucro por ação (em reais)Básico 25.1 0,15162 0,18224 0,15162 0,18224Diluído 25.1 0,14624 0,17627 0,14624 0,17627(i) Vide nota explicativa nº 2.2.



Notas 2017 2016 2017 2016

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 298.277 358.533 298.277 358.533Outros resultados abrangentes:- Itens que não serão reclassificados para o resultado no futuroRemensuração da obrigação de benefício definido 18.5 6.151 (8.771) 6.151 (8.771)Imposto de renda e contribuição social sobre remensuração da obrigação de benefício definido (2.092) 2.982 (2.092) 2.982- Itens que serão reclassificados para o resultado no futuroGanhos não realizados em operações de hedge de fluxo de caixa originados no exercício (369) – (369) –Imposto de renda e contribuição social diferidos 125 – 125 –Ganhos realizados em operações de hedge de fluxo de caixa originados no exercício 1.314 – 1.314 –Imposto de renda e contribuição social diferidos (446) – (446) –TOTAL DE RESULTADOS ABRANGENTES DO EXERCÍCIO, LÍQUIDO DE IMPOSTOS 302.960 352.744 302.960 352.744




2017 2016 2017 2016

1. RECEITAS 1.786.671 1.765.069 1.942.413 1.765.069Receita bruta de venda de energia 1.789.217 1.762.454 1.936.724 1.762.454Outras receitas operacionais 231 146 8.466 146Perdas estimadas em créditos de liquidação duvidosa (2.777) 2.469 (2.777) 2.4692. INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROS (756.197) (622.858) (795.946) (622.858)Materiais (11.499) (8.707) (16.677) (8.707)Serviços de terceiros (99.508) (94.286) (111.117) (94.286)Custo da energia comprada e transmissão (612.625) (472.747) (634.469) (472.747)Doações (3.778) (3.972) (3.818) (3.972)Outros custos operacionais (28.787) (43.146) (29.865) (43.146)3. VALOR ADICIONADO BRUTO 1.030.474 1.142.211 1.146.467 1.142.2114. RETENÇÕES (178.607) (175.922) (211.550) (175.922)Depreciação e amortização (174.597) (175.922) (210.554) (175.922)Amortização de intangível e mais valia gerado em aquisições (4.010) – (996) –5. VALOR ADICIONADO LÍQUIDO PRODUZIDO PELA ENTIDADE 851.867 966.289 934.917 966.2896. VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIA 98.176 87.469 91.435 87.469Resultado da equivalência patrimonial 8.754 – – –Receitas financeiras 89.422 87.469 91.435 87.4697. VALOR ADICIONADO TOTAL A DISTRIBUIR 950.043 1.053.758 1.026.352 1.053.7588. DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO 950.043 1.053.758 1.026.352 1.053.758Pessoal 96.219 83.861 99.505 83.861Remuneração e encargos 73.727 67.141 76.398 67.141Participacão dos trabalhadores nos lucros e resultados 13.006 10.872 13.383 10.872Previdência privada 4.571 1.342 4.599 1.342FGTS 4.915 4.506 5.125 4.506



2017 2016 2017 2016

Tributos (Governos) 319.219 386.889 330.730 386.889Federais 207.387 256.691 218.378 256.691Imposto de Renda e Contribuição Social 123.510 150.043 128.495 150.043COFINS 54.451 75.765 58.902 75.765PIS 11.822 15.387 12.787 15.387INSS 12.730 11.363 13.186 11.363Encargos sociais - Outros 4.874 4.133 5.008 4.133Estaduais 33.782 26.843 33.814 26.843ICMS 33.622 26.480 33.651 26.480Outros 160 363 163 363Municipais 6 15 243 15IPTU 3 14 3 14ISS 3 1 240 1Encargos setoriais 78.044 103.340 78.295 103.340Pesquisa e desenvolvimento 15.139 14.181 15.139 14.181Taxa de fiscalização - ANEEL 6.779 6.859 7.030 6.859Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos 56.126 82.300 56.126 82.300Remuneração de capital de terceiros 236.328 224.475 297.840 224.475Juros 234.900 223.269 295.272 223.269Aluguéis 1.428 1.206 2.568 1.206Remuneração de capitais próprios 298.277 358.533 298.277 358.533Dividendos e juros sobre o capital próprio 279.910 337.512 279.910 337.512Constituição de reserva de investimentos 8.463 – 8.463 –Constituição de reserva legal 9.904 21.021 9.904 21.021

(i) Vide nota explicativa nº 2.2.As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis

1. INFORMAÇÕES GERAIS

A AES Tietê Energia S.A. (“Tietê” ou “Companhia”) é uma sociedade por ações, de capital aberto, cuja sede está localizada na Avenida Dr. Marcos Penteado de Ulhôa Rodrigues, 939, 5º andar, sala individual 2, Bairro Sítio Tamboré, Torre II do Condomínio Castelo Branco Office Park, Barueri, Estado de São Paulo, Brasil.

A Companhia está autorizada a operar como concessionária de uso do bem público na produção e comercialização de energia elétrica, na condição de Produtor Independente de Energia, e tem suas atividades regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia. O contrato de concessão da Companhia, assinado em 20 de dezembro de 1999, tem prazo de duração de 30 anos vencendo em 2029, assim como a concessão da PCH Mogi-Guaçu. Já as PCHs São José e São Joaquim possuem autorização para operarem até o ano de 2032.

A Companhia é diretamente controlada pela AES Holdings Brasil Ltda. e indiretamente pela The AES Corporation (sediada nos Estados Unidos da América).

O parque gerador hidrelétrico está composto pelas seguintes usinas:

Parque GeradorAno de

conclusãoQuantidade de turbinas

Capacidade instalada MW

Garantia física MW(i)

Usinas Hidrelétricas (UHE)Água Vermelha 1978 6 1.396,2 746,0Nova Avanhandava 1982 3 347,4 139,0Promissão 1975 3 264,0 104,0Bariri 1969 3 143,1 66,0Barra Bonita 1963 4 140,8 45,0Ibitinga 1969 3 131,5 74,0Euclides da Cunha 1960 4 108,9 49,0Caconde 1966 2 80,5 33,0Limoeiro 1958 2 32,0 15,0Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH)Mogi-Guaçu 1994 2 7,2 4,0São José 2012 2 4,0 1,6São Joaquim 2011 1 3,0 1,3Total 35 2.658,5 1.277,9(i) A partir de 2018, após revisão da garantia física definida pela Portaria MME nº 277/2017, a garantia física da Companhia passou a ser de

1.219 MWm.

Estratégia de comercialização de energia da Companhia

Em função do cenário hidrológico e da perspectiva de risco hidrológico, a Companhia optou por reservar uma parcela de sua energia, com o objetivo de

reduzir a exposição ao mercado de curto prazo devido ao rebaixamento no Mecanismo de Realocação de Energia (“MRE”) esperado para o ano de 2017.

Também nessa frente, a Companhia optou por renegociar a redução do volume contratado com algumas distribuidoras, que celebraram contratos no

último Leilão A-1 de 2015 para os anos de 2016 a 2018, dentre elas a Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (“Eletropaulo”).

Em Reunião do Conselho de Administração realizada em 25 de abril de 2017, foi aprovada a rescisão do contrato de comercialização de energia

elétrica celebrado no 15º Leilão de Energia Existente (A-1 de 2015) entre a Eletropaulo e a Companhia. A referida rescisão validou-se a partir de

maio de 2017 e a Companhia arcou com o ônus tarifário da Eletropaulo no montante de R$7.738. Os pagamentos estão sendo efetuados em

20 parcelas mensais corrigidas pela SELIC, sendo a primeira parcela paga em junho de 2017. O saldo atualizado até 31 de dezembro de 2017

corresponde a R$5.333, registrado na rubrica “Outras obrigações” do passivo circulante e não circulante, nos montantes de R$4.923 e R$410,

respectivamente, conforme nota explicativa nº 22. Esse ônus corresponde à diferença de preços entre o CCEAR firmado pela Companhia de

R$142,00/MWh em julho de 2016, e o preço médio de compra de energia do Reajuste Tarifário da Eletropaulo vigente no instante da rescisão

contratual, de R$154,42/MWh, aplicado à energia contratada de 626.633 MWh entre maio de 2017 e dezembro de 2018.

Em 31 de dezembro de 2017, o percentual da energia assegurada vendida para uma carteira diversificada de clientes da Companhia

para 2017, 2018, 2019, 2020 e 2021 é de 78%, 78%, 70%, 61% e 17%, respectivamente, com preços médios de R$164/MWh e R$165/MWh

para 2017 e 2018. Já para o portfólio consolidado, o percentual da energia assegurada vendida para uma carteira diversificada de clientes

para 2017, 2018, 2019, 2020 e 2021 é de 81%, 80%, 74%, 67% e 31%, respectivamente, com preços médios de R$165/MWh e R$168/MWh para

2017 e 2018.

Complexo Eólico Alto Sertão II

O parque gerador do Complexo Eólico Alto Sertão II, adquirido em combinação de negócios conforme apresentado na nota explicativa nº 4.1,

é composto pelas seguintes sociedades de propósito específico (“SPE’s”):




Companhia Aberta

Parque GeradorContrato/

LeilãoPortaria

MMEPublicação

portariaVigência da autorização

Prazo de autorização

Ano de conclusão da planta

Quantidade de aerogeradores

Capacidade instalada MW

Garantia física MW (i)

EólicoAmetista LEN 02/2011 135/2012 15/03/12 14/03/47 35 anos 2015 17 28,6 15,7Araçás LER 05/2010 241/2011 08/04/11 07/03/46 35 anos 2014 19 31,9 15,5Borgo LEN 02/2011 222/2012 16/04/12 15/04/47 35 anos 2016 12 20,2 10,4Caetité LEN 02/2011 167/2012 23/03/12 14/03/47 35 anos 2016 18 30,2 16,6Da Prata LER 05/2010 177/2011 28/03/11 27/03/46 35 anos 2014 13 21,8 10,1Dourados LEN 02/2011 130/2012 14/03/12 13/03/47 35 anos 2015 17 28,6 14,1Espigão LEN 02/2011 172/2012 26/03/12 25/03/47 35 anos 2016 6 10,1 5,8Maron LEN 02/2011 107/2012 12/03/12 11/03/47 35 anos 2015 18 30,2 14,2Morrão LER 05/2010 268/2011 25/04/11 24/04/46 35 anos 2014 18 30,2 16,1Pelourinho LEN 02/2011 168/2012 23/03/12 22/03/47 35 anos 2016 13 21,8 12,4Pilões LEN 02/2011 128/2012 14/03/12 13/03/47 35 anos 2015 18 30,2 13,1Seraíma LER 05/2010 332/2011 31/05/11 30/05/46 35 anos 2014 18 30,2 17,5Serra do Espinhaço LEN 02/2011 171/2012 26/03/12 25/03/47 35 anos 2016 11 18,5 10,6Tanque LER 05/2010 330/2011 30/05/11 29/05/46 35 anos 2014 18 30,0 13,9Ventos do Nordeste LER 05/2010 161/2011 21/03/11 20/03/46 35 anos 2014 14 23,5 10,1

Total 230 386,1 196,1(i) A partir de 2018, após revisão de todas as garantias físicas do MRE, a garantia física do Complexo Eólico Alto Sertão II passou a ser de 192,7 MWm.

Comercialização de energia do Complexo Eólico Alto Sertão II Em 26 de maio de 2011, as controladas indiretas Da Prata, Araçás, Morrão, Seraíma, Tanque e Ventos do Nordeste assinaram contrato de energia de reserva (CER) na modalidade quantidade de energia elétrica, com a CCEE, por meio do qual, venderão toda sua produção de energia elétrica, por um prazo

de 20 anos. Em 13 de agosto de 2012, as controladas indiretas Ametista, Borgo, Caetité, Dourados, Espigão, Maron, Pelourinho, Pilões e Serra do Espinhaço assinaram Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (“CCEAR”), na modalidade disponibilidade de energia elétrica, com diversas

distribuidoras de energia, por meio do qual venderão toda sua produção de energia elétrica, a partir de 1º de janeiro de 2016 com prazo final em abril de 2035. As controladas indiretas Ametista, Borgo, Dourados, Espigão, Maron, Caetité, Pelourinho, Pilões e Serra do Espinhaço participaram do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD), descontratando um volume total de 100,2 MWm e 54,3 MWm de energia dos parques do LEN 2011 (A-3),

para os períodos de janeiro a dezembro de 2017 e o período de janeiro a dezembro de 2018, respectivamente. A comercialização de energia no mercado regulado (ACR) está contratada conforme abaixo:

Valores Prazo

Controladas Contrato CompradoraValor original do Contrato

Energia anual contratada (MWh)

Preço histórico MWh

Preço atualizado MWh Inicial Final

Índice de correção

Prazo Mês de reajuste

Centrais Eólicas da Prata S.A. LER 05/2010 CCEE 214.701 88.476 121,25 189,16 setembro/13 agosto/33 IPCA setembroCentrais Eólicas dos Araçás S.A. LER 05/2010 CCEE 295.480 121.764 121,25 189,16 setembro/13 agosto/33 IPCA setembroCentrais Eólicas Morrão S.A. LER 05/2010 CCEE 312.486 128.772 121,25 189,16 setembro/13 agosto/33 IPCA setembroCentrais Eólicas Seraíma S.A. LER 05/2010 CCEE 325.241 134.028 121,25 189,16 setembro/13 agosto/33 IPCA setembroCentrais Eólicas Tanque S.A. LER 05/2010 CCEE 295.480 121.764 121,25 189,16 setembro/13 agosto/33 IPCA setembroCentrais Eólicas Ventos do Nordeste S.A. LER 05/2010 CCEE 214.701 88.476 121,25 189,16 setembro/13 agosto/33 IPCA setembroCentrais Eólicas Ametista S.A. LEN 02/2011 Distribuidoras 245.424 121.764 101,53 145,30 janeiro/16 dezembro/35 IPCA janeiroCentrais Eólicas Borgo S.A. LEN 02/2011 Distribuidoras 169.917 84.972 100,73 144,15 janeiro/16 dezembro/35 IPCA janeiroCentrais Eólicas Caetité S.A. LEN 02/2011 Distribuidoras 250.919 125.268 100,90 144,39 janeiro/16 dezembro/35 IPCA janeiroCentrais Eólicas Dourados S.A. LEN 02/2011 Distribuidoras 231.549 115.632 100,87 144,35 janeiro/16 dezembro/35 IPCA janeiroCentrais Eólicas Espigão S.A. LEN 02/2011 Distribuidoras 86.976 42.924 102,07 146,07 janeiro/16 dezembro/35 IPCA janeiroCentrais Eólicas Maron S.A. LEN 02/2011 Distribuidoras 243.154 120.888 101,32 145,00 janeiro/16 dezembro/35 IPCA janeiroCentrais Eólicas Pelourinho S.A. LEN 02/2011 Distribuidoras 207.730 103.368 101,23 144,87 janeiro/16 dezembro/35 IPCA janeiroCentrais Eólicas Pilões S.A. LEN 02/2011 Distribuidoras 228.018 114.756 100,09 143,24 janeiro/16 dezembro/35 IPCA janeiroCentrais Eólicas Serra do Espinhaço S.A. LEN 02/2011 Distribuidoras 154.294 77.964 99,69 142,66 janeiro/16 dezembro/35 IPCA janeiro

1.1 Obrigação de expansão O Edital de Privatização prevê a obrigação da Companhia para expandir a capacidade instalada do seu sistema de geração em, no mínimo,

15% no período de 8 anos contados a partir da data de assinatura do Contrato de Concessão, ocorrida em 20 de dezembro de 1999. O Edital também prevê que esta expansão deveria ser realizada por meio da implantação de novos empreendimentos no estado de São Paulo ou através da contratação de energia de terceiros, proveniente de novos empreendimentos construídos no estado de São Paulo, por prazo superior a cinco anos e respeitando as restrições regulamentares.

De forma a cumprir com tal obrigação, a Companhia, logo após seu leilão de privatização, envidou esforços, sob o antigo modelo do setor elétrico, para ampliar seu parque gerador em 15%, que representam 398 MW.

Entretanto, a partir de 2004, sobrevieram profundas mudanças no ambiente regulatório do setor elétrico brasileiro, que tornaram o cumprimento da obrigação de expansão, acima referida, na opinião da administração inviável. Desde então, a Companhia vem diligenciando junto à Secretaria de Energia do Estado de São Paulo, com o objetivo de rever a obrigação de expansão para readequá-la à nova realidade setorial/regulamentar.

Em 12 de agosto de 2011, foi distribuída Ação pelo Estado de São Paulo visando compelir a Companhia a cumprir com a obrigação de expandir a capacidade instalada do seu sistema de geração em no mínimo 15% ou a pagar indenização por perdas e danos.

Em 20 de agosto de 2015, a Companhia apresentou petição informando que não foi obtido acordo com o Estado de São Paulo, solicitando a produção de provas, especialmente pericial.

Pela primeira instância foi concedida liminar determinando que a Companhia apresentasse, em até 60 dias, o seu plano para atendimento da obrigação de fazer compreendendo todos os aspectos necessários à sua plena consecução, sob pena de multa diária.

Em 06 de setembro de 2011, a Companhia foi citada na ação e cientificada oficialmente a respeito da liminar concedida. A Companhia apresentou em outubro de 2011 sua defesa bem como recurso contra a decisão que concedeu a liminar.

Em 03 de novembro de 2011, entendendo que havia a necessidade de examinar se existem condições materiais para o cumprimento da obrigação, a 2ª instância suspendeu a liminar outrora concedida em favor do Estado de São Paulo até o julgamento do recurso apresentado pela Companhia em outubro de 2011.

Em 19 de março de 2012, o recurso apresentado foi julgado em desfavor da Companhia, determinando a apresentação do plano para atendimento da expansão de capacidade.

Em 26 de abril de 2012, a Companhia apresentou seu Plano de Expansão de Capacidade ao juízo de 1ª instância, que consiste no Projeto “Termo São Paulo”, para a implantação de uma termoelétrica a gás natural, com capacidade de geração líquida de aproximadamente 500 MW.

Em 12 de setembro de 2012, foi proferida decisão em 1ª instância determinando que o Estado de São Paulo se manifestasse sobre o Plano de Expansão de Capacidade da Companhia.

Em 06 de dezembro de 2012, foi juntada no processo a manifestação do Estado de São Paulo sobre o Plano de Expansão de Capacidade apresentado pela Companhia, com as alegações seguintes: (i) o plano apresentado é consistente; (ii) não existe garantia do fornecimento de gás natural da Petrobrás, o que prejudicaria a execução do plano; (iii) a usina termoelétrica não seria a única alternativa para cumprir a obrigação de expansão; (iv) mesmo que o gás seja fornecido pela Petrobrás, não há garantia de vitória no leilão (para a construção da usina) e tal fato (não vencer o leilão) não pode ser interpretado como uma justificativa para o não cumprimento da obrigação.

O juízo de 1ª instância determinou que a Companhia se manifestasse sobre os comentários do Estado de São Paulo acerca do plano, bem como que as partes informassem se havia interesse na realização de uma audiência de tentativa de conciliação. A Audiência de Conciliação foi realizada em 09 de outubro de 2013, tendo o juízo responsável pelo caso determinado a suspensão do processo, para que a Companhia estudasse alternativas para expandir sua capacidade de geração que não o plano de expansão anteriormente apresentado em juízo.

De março de 2014 à agosto de 2015, o processo foi suspenso por diversas vezes, em virtude de negociações com o Estado de São Paulo. Em 20 de agosto de 2015, a Companhia apresentou petição informando que não foi obtido acordo com o Estado de São Paulo, solicitando a

produção de provas, especialmente pericial. Em 15 de fevereiro de 2017, o juiz de 1ª instância determinou a realização de produção de prova pericial, nas especialidades de Economia e Engenharia,

bem como rejeitou o argumento da Companhia, apresentado na sua defesa de mérito, relativo à prescrição do direito do Estado quanto à propositura da ação. Em 26 de julho de 2017, a Companhia interpôs Recurso Especial, o qual será analisado pelo Superior Tribunal de Justiça - STJ. O objetivo deste

recurso é que o argumento relativo à prescrição seja analisado antes do julgamento de mérito em 1ª instância. Em setembro de 2017, o processo voltou a tramitar em 1ª instância para fins de realização de perícia. Atualmente, aguarda-se a realização da

referida perícia em 1ª instância, bem como o julgamento do recurso especial pelo Superior Tribunal de Justiça- STJ. Conforme informações dos assessores legais da Companhia, a chance de perda da ação é classificada como possível e, portanto, nenhuma

provisão foi reconhecida relativamente a este assunto. Novos projetos vinculados à obrigação de expansão Adicionalmente à conclusão do acordo de investimento do Complexo Solar Guaimbê e a assinatura do contrato de aquisição do Parque Solar Boa

Hora, detalhados na nota explicativa nº 4, a Companhia foi vencedora do Leilão de Energia Nova, realizado no dia 18 de dezembro de 2017 com as três SPEs do projeto Água Vermelha II (AGV II), que totalizam 75 MWac (91MWp).

O complexo solar AGV II, contemplado com contratos de 20 anos no Leilão de Energia Nova de dezembro de 2017, já possui Licença de Instalação ambiental emitida pela CETESB, capacidade instalada de 75 MW e está localizado no município de Ouroeste no estado de São Paulo, a aproximadamente 3 km da usina hidrelétrica de Água Vermelha da Companhia. Neste local, será construído o Complexo Solar Boa Hora, também de 75 MW, com previsão de início das obras para início de 2018, em sequência da aprovação da alteração de característica técnica emitida pela ANEEL em novembro de 2017. Ambos os projetos compartilham o contrato de arrendamento do terreno e a licença ambiental de instalação emitida pela CETESB em janeiro de 2018 para um total de 150 MW de capacidade instalada.

A Companhia continua com os estudos de viabilidade dos seus projetos termelétricos a gás natural, entre eles a Termo São Paulo, com capacidade instalada líquida de aproximadamente 500 MW.

Em março de 2016, a Companhia assinou um memorando de entendimento não vinculante com a Empresa Metropolitana de Águas e Energia (EMAE) de modo a estabelecer uma parceria para analisar a viabilidade de desenvolvimento de uma termoelétrica a gás natural em um dos terrenos disponíveis da EMAE no bairro de Pedreira, na cidade de São Paulo, onde a térmica Fernando Gasparian está localizada. Atualmente, estão sendo realizados estudos de viabilidade ambiental para definir qual seria a potência permitida para esse projeto e começar o processo de licenciamento ambiental. Adicionalmente, a Companhia continua em processo de negociação do acordo de parceria, que deverá ser finalizado até o final de 2019.

A Companhia também estuda uma iniciativa de viabilizar o fornecimento de gás para os projetos termoelétricos com a construção de um terminal de regaseificação na costa do estado de São Paulo, onde diversas localizações estão em análise. Junto ao terminal, está previsto também a construção de uma usina térmica de modo a criar sinergia e otimizar os custos da cadeia de suprimento de gás.

Adicionalmente, contribuíram para o cumprimento parcial da Obrigação de Expansão, a PCH São Joaquim (3 MW), finalizada em julho de 2011, e a PCH São José (4 MW), finalizada em março de 2012, além de dois contratos de longo prazo de compra de energia provenientes de biomassa de cana-de-açúcar, que totalizam 10 MW médios.

2. BASE DE PREPARAÇÃO E APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS

Em 19 de fevereiro de 2018, a Diretoria da Companhia autorizou a conclusão das demonstrações contábeis referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2017, submetendo-as nesta data à aprovação do Conselho de Administração e ao exame do Conselho Fiscal. Com base na proposta do Conselho de Administração e na opinião do Conselho Fiscal, tais demonstrações contábeis serão submetidas à aprovação dos acionistas da Companhia.

2.1 Declaração de conformidade As demonstrações contábeis individuais e consolidadas da Companhia foram preparadas de acordo com as normas internacionais de contabilidade

(International Financial Reporting Standards - IFRS), emitidas pelo International Accounting Standards Board - IASB, e as práticas contábeis adotadas no Brasil, incluindo os pronunciamentos emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPCs).

As práticas contábeis adotadas no Brasil compreendem os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, os quais foram aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM e pelo Conselho Federal de Contabilidade - CFC, incluindo também as normas complementares emitidas pela CVM.

A apresentação da Demonstração do Valor Adicionado (DVA), individual e consolidada, é requerida pela legislação societária brasileira e pelas práticas contábeis adotadas no Brasil. As IFRS não requerem a apresentação dessa demonstração. Como consequência, pelas IFRS, essa demonstração está apresentada como informação suplementar.

As demonstrações contábeis foram preparadas utilizando o custo histórico como base de valor, exceto pelas opções de ações outorgadas, pela valorização de certos instrumentos financeiros, os quais são mensurados pelo valor justo, pela avaliação do ativo imobilizado ao seu custo atribuído (“deemed cost”), na data de transição para as práticas contábeis adotadas no Brasil alinhadas às IFRS em janeiro de 2009 e pelos ativos adquiridos na combinação de negócios, que foram mensurados inicialmente a valor justo na data de aquisição.

A Companhia considerou as orientações contidas na Orientação Técnica OCPC 07 na elaboração das suas demonstrações contábeis. Desta forma, as informações relevantes próprias das demonstrações contábeis estão evidenciadas nas notas explicativas e correspondem às utilizadas pela Administração da Companhia na sua gestão.

2.2 Base de preparação e apresentação Todos os valores apresentados nestas demonstrações contábeis individuais e consolidadas estão expressos em milhares de reais, exceto quando

indicado de outro modo. Reclassificação de saldos comparativos A Administração da Companhia, após reavaliação de determinados temas e objetivando a melhor apresentação da sua posição patrimonial e do

seu desempenho operacional e financeiro, procedeu às reclassificações em seu balanço patrimonial, demonstração do resultado e demonstração do valor adicionado relativos ao exercício findo em 31 de dezembro de 2016, originalmente autorizados em 14 de fevereiro de 2017. As reclassificações efetuadas não alteraram o total do ativo, passivo e patrimônio líquido, e podem ser resumidas conforme o quadro a seguir:

Controladora e Consolidado

2016

ReferênciaOriginalmente apresentado Reclassificações Reclassificado

ATIVO CIRCULANTEOutros tributos compensáveis (a) 20.968 (20.968) –Imposto de renda e contribuição social compensáveis (a) 23.378 (23.378) –Tributos e contribuições sociais compensáveis (a) – 44.346 44.346Cauções e depósitos vinculados (a) – 643 643Despesas pagas antecipadamente (a) 683 (683) –Outros créditos (a) 2.016 40 2.056Total 47.045 – 47.045PASSIVO CIRCULANTEProvisões para processos judiciais e outros (b) 3.133 (1.562) 1.571Outras obrigações (b) 783 1.562 2.345Total 3.916 – 3.916PASSIVO NÃO CIRCULANTEProvisões para processos judiciais e outros (b) 80.295 (8.276) 72.019Outras obrigações (b) 3.785 8.276 12.061Total 84.080 – 84.080DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADODepreciação e amortização (c) (158.297) (2.690) (160.987)Outras despesas operacionais (c) (21.777) 2.690 (19.087)Total (180.074) – (180.074)DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADOOutros custos operacionais (a) e (c) (49.808) 6.662 (43.146)Doações (a) – (3.972) (3.972)Depreciação e amortização (c) (173.232) (2.690) (175.922)Total (223.040) – (223.040)DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXAOutros tributos compensáveis (a) 107.790 (107.790) –Imposto de renda e contribuição social compensáveis (a) 11.935 (11.935) –Tributos e contribuições sociais compensáveis (a) – 119.725 119.725Despesas pagas antecipadamente (a) (96) 96 –Outros créditos (a) 46 (96) (50)Total 119.675 – 119.675

A natureza das reclassificações realizadas encontra-se descrita a seguir:(a) As reclassificações a seguir foram efetuadas com o objetivo de simplificar as demonstrações contábeis, sendo: o saldo da rubrica de “Outros

tributos compensáveis” e “Imposto de renda e contribuição social compensáveis” para “Tributos e contribuições sociais compensáveis”; O saldo da rubrica de “Despesas pagas antecipadamente” para “Outros créditos”; O saldo da rubrica de “Outros créditos” para “Cauções e depósitos vinculados”; O saldo da rubrica de “Outros custos operacionais” para “Doações”.

(b) A Administração da Companhia reavaliou os Termos de Compromisso de Compensação Ambiental (TCCA) firmados com a PCH Mogi-Guaçu no montante de R$643 e com o Instituto Chico Mendes de Conservação da Biodiversidade (ICMBio), no montante de R$9.195 e concluiu que os mesmos representam obrigações ambientais e não provisões para processos judiciais e outros. Dessa forma, a Companhia reclassificou R$1.562 para o passivo circulante e R$8.276 para o passivo não circulante, totalizando uma reclassificação de R$9.838 da rubrica “provisões para processos judiciais e outros” para a rubrica “Outras obrigações”.

(c) A Companhia reavaliou a classificação da amortização da Uso do Bem Público (UBP), originalmente apresentada sob a rubrica de “Outras despesas operacionais”, e concluiu que a mesma seria melhor apresentada na rubrica “Depreciação e amortização”, juntamente com as demais amortizações da Companhia.

Continuidade operacional Em 31 de dezembro de 2017, com base nos fatos e circunstâncias existentes nesta data, a Administração avaliou a capacidade da Companhia e

de suas controladas em continuar operando normalmente e está convencida de que suas operações têm capacidade de geração de fluxo de caixa suficiente para honrar seus compromissos de curto prazo e, assim dar continuidade a seus negócios no futuro. Adicionalmente, a Administração não tem conhecimento de nenhuma incerteza material que possa gerar dúvidas significativas sobre a sua capacidade de continuar operando. Assim, estas demonstrações contábeis foram preparadas com base no pressuposto de continuidade.

Esta afirmação é baseada nas expectativas da Administração em relação ao futuro da Companhia e de suas controladas, sendo consistentes com o seu plano de negócios. A Companhia e suas controladas preparam no início de cada exercício, Planos de Negócios Anual e Quinquenal, que compreendem os orçamentos anuais ou plurianuais, todos os planos de investimento de capital, os planos estratégicos e os programas de manutenção das instalações da Companhia e de suas controladas. Os planos são acompanhados durante o exercício pelos órgãos de governança da Companhia e de suas controladas, podendo sofrer alterações.

Segmento de negócios Todas as decisões tomadas pela Administração da Companhia e de suas controladas são baseadas em relatórios consolidados, o suprimento e o

fornecimento de energia são realizados utilizando-se uma rede integrada de geração, e as operações são gerenciadas em bases consolidadas. Consequentemente, a Companhia e suas controladas concluíram que possuem apenas o segmento de geração de energia elétrica como passível de reporte.

Sistema Empresas.Net Nos quadros individuais e consolidados da “Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido” do Sistema “Empresas.net” utilizados para fins de

elaboração e envio de documentos à CVM e B3, o ajuste de avaliação patrimonial, embora não corresponda a “Outros Resultados Abrangentes”, está apresentado na coluna com esta indicação, visto que não há opção mais apropriada para a sua apresentação.

2.3 Moeda funcional e conversão de saldos e transações em moeda estrangeira(a) Moeda funcional e de apresentação As demonstrações contábeis individuais e consolidadas foram preparadas e estão apresentadas em Reais (R$), que é a moeda funcional e de

apresentação da Companhia e de suas controladas. A moeda funcional foi determinada em função do ambiente econômico primário de suas operações.

(b) Transações e saldos As transações em moeda estrangeira, isto é, todas aquelas que não foram realizadas na moeda funcional da Companhia e de suas controladas,

foram convertidas para a moeda funcional pela taxa de câmbio da data em que as transações foram realizadas. Os saldos de ativos e passivos monetários em moeda estrangeira são reavaliados para a moeda funcional utilizando-se a taxa de câmbio na data-base dos balanços.

2.4 Critérios de consolidação Transações, saldos e ganhos não realizados em transações entre a controladora e controladas ou entre as controladas são eliminados. O exercício social das controladas incluídas na consolidação coincide com o da controladora, as políticas contábeis são aplicadas de forma

uniforme àquelas utilizadas pelas controladoras e são consistentes com aquelas utilizadas no exercício anterior. As transações entre a controladora e empresas controladas são realizadas em condições estabelecidas entre as partes.

As demonstrações contábeis consolidadas contemplam as informações da Companhia e suas controladas, todas sediadas no Brasil, cujas práticas contábeis estão consistentes com as adotadas pela Companhia.

As seguintes entidades são consideradas como controladas e estão incluídas nas demonstrações contábeis consolidadas:

Participação

Descrição Atividade Sede 2017 2016

Controladas diretas:AES Tietê Inova Soluções de Energia Ltda. (“Tietê Inova”) (i) Prestação de serviços Barueri, SP 99% 99%AES Tietê Integra Soluções em Energia Ltda. (“Tietê Integra”) Prestação de serviços Barueri, SP 100% 99%Nova Energia Holding S.A. (“Nova Energia”) Holding Barueri, SP 100% 0%Boa Hora 1 Geradora de Energia Solar S.A. (“Boa Hora 1”) Geração solar Barueri, SP 100% 0%Boa Hora 2 Geradora de Energia Solar S.A. (“Boa Hora 2”) Geração solar Barueri, SP 100% 0%Boa Hora 3 Geradora de Energia Solar S.A. (“Boa Hora 3”) Geração solar Barueri, SP 100% 0%AGV Solar IV Geradora de Energia S.A. (“AGV IV”) (i) Geração solar Ouroeste, SP 100% 0%AGV Solar V Geradora de Energia S.A. (“AGV V”) (i) Geração solar Ouroeste, SP 100% 0%AGV Solar VI Geradora de Energia S.A. (“AGV VI”) (i) Geração solar Ouroeste, SP 100% 0%Controladas indiretas:AES Tietê Eólica Participações S.A. (“Tietê Eólica”) Holding Barueri, SP 100% 0%Centrais Eólicas da Prata S.A. (“Da Prata”) Geração eólica Igapora, BA 100% 0%Centrais Eólicas dos Araçás S.A. (“Araçás”) Geração eólica Caetité, BA 100% 0%Centrais Eólicas Morrão S.A. (“Morrão”) Geração eólica Caetité, BA 100% 0%Centrais Eólicas Seraíma S.A. (“Seraíma”) Geração eólica Guanambi, BA 100% 0%Centrais Eólicas Tanque S.A. (“Tanque”) Geração eólica Caetité, BA 100% 0%Centrais Eólicas Ventos do Nordeste S.A. (“Ventos do Nordeste”) Geração eólica Caetité, BA 100% 0%Centrais Eólicas Ametista S.A. (“Ametista”) Geração eólica Guanambi, BA 100% 0%Centrais Eólicas Borgo S.A. (“Borgo”) Geração eólica Pindai, BA 100% 0%Centrais Eólicas Caetité S.A. (“Caetité”) Geração eólica Pindai, BA 100% 0%Centrais Eólicas Dourados S.A. (“Dourados”) Geração eólica Guanambi, BA 100% 0%Centrais Eólicas Espigão S.A. (“Espigão”) Geração eólica Pindai, BA 100% 0%Centrais Eólicas Maron S.A. (“Maron”) Geração eólica Caetite, BA 100% 0%Centrais Eólicas Pelourinho S.A. (“Pelourinho”) Geração eólica Pindai, BA 100% 0%Centrais Eólicas Pilões S.A. (“Pilões”) Geração eólica Caetite, BA 100% 0%Centrais Eólicas Serra do Espinhaço S.A. (“Serra do Espinhaço”) Geração eólica Pindai, BA 100% 0%(i) Estas subsidiárias apresentam somente saldos em seu patrimônio líquido, sendo os mesmos inferiores a R$1. Como não estavam operantes

até 31 de dezembro de 2017, não houve nenhuma atividade desta controlada que impactasse o resultado consolidado da Companhia.

3. POLÍTICAS CONTÁBEIS E ESTIMATIVAS

As principais políticas contábeis e estimativas, aplicadas na preparação destas demonstrações contábeis, estão definidas a seguir. Estas políticas foram aplicadas de modo consistente em todos os exercícios apresentados.

3.1 Instrumentos Financeiros(a) Caixa e equivalentes de caixa e investimentos de curto prazo Incluem caixa, contas bancárias e aplicações financeiras de curto prazo com liquidez imediata e com risco insignificante de variação no seu valor

de mercado. As disponibilidades estão demonstradas pelo custo acrescido dos juros auferidos, por não apresentarem diferença significativa em relação ao seu valor de mercado.

Os investimentos que, na data de sua aquisição, têm prazo de vencimento igual ou menor que três meses são registrados como equivalentes de caixa. Aqueles investimentos com vencimento superior a três meses na data de sua aquisição são classificados na rubrica “investimentos de curto prazo”.

O caixa e equivalentes de caixa estão classificados como empréstimos e recebíveis, reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo e ajustados posteriormente pelas amortizações do principal, pelos juros calculados com base no método de taxa de juros efetiva (“custo amortizado”).

Os investimentos de curto prazo estão classificados como disponíveis para venda e devem ser mensurados pelo seu valor justo. Os juros e correção monetária, contratados nas aplicações financeiras, são reconhecidos no resultado quando incorridos. Nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016, não houve diferença significativa entre o valor das aplicações financeiras ajustado pelos juros e correção monetária e o seu valor justo, portanto não houve ganho ou perda apurado.

(b) Contas a receber de clientes A Companhia e suas controladas classificam os saldos de contas a receber como instrumentos financeiros “empréstimos e recebíveis”.

Estes recebíveis são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo e são ajustados posteriormente pelas amortizações do principal e podem ser reduzidos por ajustes de créditos de liquidação duvidosa. Os saldos de contas a receber incluem valores referentes ao suprimento de energia elétrica, incluindo transações no mercado de curto prazo.

(c) Instrumentos financeiros - opções de compra de moeda estrangeira Conforme detalhado na nota explicativa nº 32.2, com o objetivo de minimizar impactos negativos e obter cobertura de risco de câmbio na compra

futura, em 2017 a Companhia contratou operações de aquisição de opções de compra de moeda estrangeira, com contrapartes diferentes. A contratação destas operações não apresenta caráter especulativo.

Os derivativos foram inicialmente reconhecidos ao valor justo na data de contratação e foram posteriormente remensurados pelo valor justo no encerramento do exercício. Eventuais ganhos ou perdas são reconhecidos no resultado imediatamente.

O valor justo das opções foi calculado com base no Modelo Black Scholes de Precificação de Opções, o qual visa obter o preço justo das opções, envolvendo as seguintes variáveis: valor do ativo objeto, preço de exercício da opção, taxa de juros, prazo e volatilidade.

A volatilidade (“vol”) foi determinada com base nos cálculos da precificação média do mercado, dólar futuro e outras variáveis aplicáveis, tendo a vol da opção de dólar uma variação média de 12,47% e a vol da opção de euro uma variação média 12,93%.

(d) Instrumentos financeiros - hedge de fluxo de caixa A Companhia mantém operações de hedge de fluxo de caixa, conforme detalhado na nota explicativa nº 32.1.3. Nestas operações, a parcela efetiva

dos ganhos e perdas decorrentes das variações no valor justo dos instrumentos designados e qualificados como “hedge de fluxo de caixa” é reconhecida no patrimônio líquido em outros resultados abrangentes em contrapartida ao ativo, na rubrica “Ganhos não realizados em operações de hedge”. Os valores acumulados no patrimônio são transferidos para o resultado quando o item protegido afetar o resultado do exercício, de acordo com a competência. A parcela não efetiva do hedge é registrada no resultado do exercício.

(e) Passivos financeiros - reconhecimento inicial e mensuração subsequente Conforme descrito na nota explicativa nº 32.1.1, a Companhia e suas controladas classificam fornecedores, empréstimos, financiamentos e

debêntures, dividendos e juros sobre capital próprio a pagar como passivos financeiros. Todos os passivos financeiros estão reconhecidos e mensurados pelo custo amortizado.

3.2 Investimentos A Companhia detém investimentos em empresas controladas direta e indiretamente. O controle é obtido quando a Companhia tem o poder de

controlar as políticas financeiras e operacionais de uma entidade para auferir benefícios de suas atividades. Esses investimentos são avaliados com base no método de equivalência patrimonial nas demonstrações contábeis da controladora e são, inicialmente, reconhecidos pelo seu valor de custo.

Na controladora, o intangível decorrente de combinação de negócios é incluído no valor contábil do investimento como direito de exploração de autorização, mensurado pelo seu valor justo e amortizado com base no prazo remanescente de autorização a uma taxa média de 3,5% a.a..

3.3 Imobilizado Os bens do ativo imobilizado da Companhia foram avaliados ao custo atribuído (“deemed cost”) na data de transição para as normas internacionais

de contabilidade, em 1º de janeiro de 2009 e pelos ativos adquiridos na combinação de negócios, que foram mensurados inicialmente a valor justo na data de aquisição, deduzidos das respectivas depreciações, à exceção de terrenos que não são depreciados. A vida útil dos bens foi revisada em conjunto com a valorização dos ativos ao seu custo atribuído.

A depreciação é calculada pelo método linear, por componente. O valor residual e vida útil dos ativos e os métodos de depreciação são revisados no encerramento de cada exercício e ajustados de forma prospectiva, quando for o caso. A estimativa do valor residual do imobilizado leva em consideração a melhor estimativa da Administração da Companhia, inclusive amparada em posicionamento de seus assessores legais, quanto à legislação aplicável para concessões no tocante ao direito de indenização dos ativos remanescentes, inclusive o projeto básico de geração, e não amortizados ao final da concessão.

Quando partes significativas do ativo imobilizado são substituídas, essas partes são reconhecidas como ativo individual com vida útil e depreciação específica. Da mesma forma, quando uma manutenção relevante for feita, o seu custo é reconhecido no valor contábil do imobilizado, se os critérios de reconhecimento forem satisfeitos. Todos os demais custos de reparos e manutenção são reconhecidos na demonstração de resultado, quando incorridos.

Um item do ativo imobilizado é baixado quando é vendido ou quando nenhum benefício econômico futuro for esperado pelo seu uso ou venda. Eventual ganho ou perda resultante da baixa do ativo são incluídos na demonstração do resultado, no exercício em que o ativo for baixado.

O resultado na alienação ou na retirada de um item do ativo imobilizado é determinado pela diferença entre o valor da venda e o saldo contábil do ativo e é reconhecido em “Outras despesas operacionais” na demonstração do resultado.

A Companhia e suas controladas agregam, mensalmente, os juros incorridos sobre as debêntures, empréstimos e financiamentos ao custo do ativo imobilizado em curso, considerando os seguintes critérios para capitalização: (a) os juros são capitalizados durante a fase de construção do ativo imobilizado até a data em que o ativo subjacente esteja disponível para utilização; (b) os juros são capitalizados considerando a taxa mensal das debêntures aplicada sobre o ativo imobilizado em curso do mês; (c) os juros totais capitalizados não excedem o valor do total das despesas mensais de juros; e (d) os juros capitalizados são amortizados considerando os mesmos critérios e vida útil determinados para o ativo imobilizado aos quais foram incorporados. Os juros capitalizados nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016 estão apresentados na nota explicativa nº 29.

3.4 Intangível Ativos intangíveis são registrados ao custo de aquisição ou pelo valor justo dos intangíveis adquiridos em combinação de negócio, menos a

amortização acumulada e perdas acumuladas de valor recuperável. Esses intangíveis possuem vidas úteis definidas com base nos contratos comerciais, de concessão ou autorização, são amortizados pelo método linear ao longo da vida útil econômica e avaliados em relação à perda por redução ao valor recuperável sempre que houver indicação de perda de valor econômico do ativo. O período e o método de amortização para um ativo intangível com vida definida são revisados no mínimo ao final de cada exercício social.

Ganhos e perdas resultantes da baixa de um ativo intangível, quando existentes, são mensurados como a diferença entre o valor líquido obtido da venda e o valor contábil do ativo, sendo reconhecidos na demonstração do resultado no momento da baixa do ativo.

3.5 Provisão para redução ao provável valor de realização dos ativos não circulantes ou de longa duração (ativo imobilizado e intangível) A Administração revisa, no mínimo anualmente, o valor contábil líquido dos ativos não circulantes com o objetivo de avaliar eventos ou mudanças

nas circunstâncias econômicas, operacionais ou tecnológicas, que possam indicar deterioração ou perda de seu valor recuperável, ou ainda,




Companhia Aberta

indicar que o valor contábil pode não ser recuperável. Em 31 de dezembro de 2017, a Companhia e suas controladas não identificaram nenhum evento, através de informações extraídas de fontes internas e externas, indicando a existência de eventuais perdas por redução ao provável valor recuperável dos ativos.

O valor recuperável do ativo é definido como sendo o maior entre o valor em uso e o valor justo menos custo para venda. Para fins de avaliação do valor recuperável dos ativos através do valor de uso, utiliza-se o menor grupo de ativos para o qual existam fluxos de caixa identificáveis separadamente (unidades geradoras de caixa - UGC). O gerenciamento dos negócios da Companhia e suas controladas considera que todas as usinas compõem uma única unidade geradora de caixa.

3.6 Provisões para processos judiciais e outros Provisões são constituídas para os processos em que seja provável uma saída de recursos para liquidá-los e sobre as quais seja possível realizar

uma estimativa razoável do valor a ser desembolsado. A avaliação da probabilidade de perda por parte dos consultores legais da Companhia e de suas controladas incluem a avaliação das evidências disponíveis, a hierarquia das leis, as jurisprudências disponíveis, as decisões mais recentes nos tribunais e sua relevância no ordenamento jurídico, bem como, a avaliação dos advogados externos. As provisões são revisadas e ajustadas para levar em conta alterações nas circunstâncias, tais como prazo de prescrição aplicável, exposições adicionais identificadas com base em novos assuntos e decisões de tribunais.

3.7 Imposto de renda e contribuição social correntes e diferidos(a) Imposto de renda e contribuição social correntes As antecipações ou valores passíveis de compensação são demonstrados no ativo circulante ou não circulante, de acordo com a previsão de sua

realização até o encerramento do exercício, quando então o imposto devido é devidamente apurado e compensado com as antecipações realizadas. A Administração avalia, periodicamente, a posição fiscal de situações que requeiram interpretações da regulamentação fiscal e estabelece

provisões quando apropriado.(b) Imposto de renda e contribuição social diferidos Impostos diferidos passivos são reconhecidos para todas as diferenças tributárias temporárias. Impostos diferidos ativos são reconhecidos para

todas as diferenças temporárias dedutíveis, na extensão em que seja provável que lucros tributáveis futuros estejam disponíveis para que as diferenças temporárias possam ser realizadas.

A recuperação do saldo dos impostos diferidos ativos é revisada a cada encerramento de balanço ou em período inferior, quando ocorrer eventos relevantes que requeiram uma revisão. A expectativa de geração de lucros tributáveis futuros é determinada por estudo técnico aprovado pelos órgãos de Administração da Companhia e de suas controladas.

Impostos diferidos ativos e passivos estão apresentados líquidos, desde que sejam relacionados à mesma entidade jurídica e sujeitos à mesma autoridade tributária, além de haver um direito legal assegurando a compensação do ativo fiscal corrente contra o passivo fiscal corrente. Estes tributos diferidos são integralmente apresentados no grupo “não circulante”, independente da expectativa de realização e exigibilidade dos valores que lhes dão origem.

3.8 Benefícios a empregados A Companhia patrocina planos de benefícios suplementares de aposentadoria e pensão para seus empregados, ex-empregados e respectivos

beneficiários, com o objetivo de complementar os benefícios garantidos pelo sistema oficial da previdência social. O plano de aposentadoria na modalidade benefício definido tem o custo da concessão dos benefícios determinados pelo método de crédito unitário

projetado, líquido dos ativos garantidores do plano. A avaliação atuarial é elaborada com base em premissas (taxas de juros, inflação, aumentos dos benefícios, expectativa de vida, crescimento salarial dos participantes ativos etc.) revisadas e atualizadas em bases anuais, ao final de cada exercício, ou em período inferior, quando ocorrer eventos relevantes que requeiram uma nova avaliação atuarial.

O ativo ou passivo líquido do plano de benefício definido reconhecido nas demonstrações contábeis corresponde ao valor presente da obrigação pelo benefício definido (utilizando uma taxa de desconto com base em títulos de longo prazo do Governo Federal), menos o valor justo dos ativos do plano.

Os ativos do plano são mantidos por uma entidade fechada de previdência complementar (FUNCESP). O valor justo se baseia em informações sobre preço de mercado e, no caso de títulos cotados, no preço de compra publicado. O valor de qualquer ativo de benefício definido reconhecido é limitado ao valor presente de qualquer benefício econômico disponível na forma de reembolso ou de reduções nas contribuições patronais futuras do plano.

3.9 Distribuição de dividendos e juros sobre o capital próprio Na apuração do lucro líquido ajustado para fins de distribuição de dividendos são considerados: i) o montante destinado para Reserva Legal,

ii) a realização da mais valia dos ativos apurada na data de transição para as normas internacionais de contabilidade, registrada na rubrica Ajuste de Avaliação Patrimonial, no Patrimônio Líquido, iii) os dividendos prescritos, e iv) os dividendos intermediários pagos.

Os dividendos e os juros sobre o capital próprio são reconhecidos como passivo circulante nas seguintes ocasiões: (i) dividendos intercalares - quando de sua aprovação pela Reunião do Conselho de Administração (RCA); (ii) se aplicável, o valor equivalente ao dividendo mínimo obrigatório ainda não distribuído no curso do exercício social; (iii) dividendos adicionais propostos no encerramento do exercício - quando de sua aprovação pela AGO, e (iv) juros sobre o capital próprio - quando de sua aprovação pela RCA ou AGO.

O benefício fiscal dos juros sobre o capital próprio é apropriado ao resultado do exercício, na mesma competência do reconhecimento das despesas com juros sobre o capital próprio.

3.10 Reconhecimento da receita A receita de venda inclui somente os ingressos de benefícios econômicos recebidos e a receber pela Companhia e suas controladas. As quantias

cobradas por conta de terceiros, tais como tributos sobre vendas não são benefícios econômicos, portanto, não estão apresentadas nas Demonstrações de Resultado. Uma receita não é reconhecida se houver uma incerteza significativa sobre a sua realização.

(a) Receita de suprimento de energia elétrica A receita de venda de energia elétrica é reconhecida no resultado de acordo com as regras do mercado de energia elétrica, as quais estabelecem

a transferência dos riscos e benefícios sobre a quantidade contratada de energia para o comprador. A apuração do volume de energia entregue para o comprador ocorre em bases mensais, conforme as bases contratadas. A receita de suprimentos de energia elétrica inclui também as transações no mercado de curto prazo.

(b) Receita de juros A receita de juros é reconhecida com base no tempo e na taxa de juros efetiva sobre o montante do principal aplicado, sendo a taxa de juros efetiva

aquela que desconta exatamente os recebimentos de caixa futuros estimados durante a vida estimada do ativo financeiro em relação ao valor contábil líquido inicial deste ativo.

3.11 Contratos de arrendamento Os bens relacionados a contratos de arrendamento mercantil cujo controle, riscos e benefícios são substancialmente exercidos pela Companhia e

suas controladas (arrendamento mercantil financeiro) estão registrados como um ativo imobilizado em contrapartida a uma conta do passivo circulante ou não circulante, conforme o caso. Os juros sobre o arrendamento mercantil financeiro são apropriados ao resultado de acordo com o prazo do contrato pelo método da taxa efetiva de juros.

Nos contratos de arrendamento mercantil classificados como operacional, os pagamentos são reconhecidos como despesas na demonstração do resultado, de forma linear, ao longo do prazo do arrendamento mercantil.

3.12 Julgamentos, estimativas e premissas contábeis significativas Na elaboração das demonstrações contábeis, a Companhia e suas controladas fazem o uso de julgamentos e estimativas, com base nas

informações disponíveis, bem como adota premissas que impactam os valores das receitas, despesas, ativos e passivos, e as divulgações de passivos contingentes. Quando necessário, os julgamentos e as estimativas estão suportados por pareceres elaborados por especialistas. A Companhia e suas controladas adotam premissas derivadas de sua experiência e outros fatores que entende como razoáveis e relevantes nas circunstâncias. As premissas adotadas pela Companhia e suas controladas são revisadas periodicamente no curso ordinário dos negócios.

As principais premissas e estimativas utilizadas na elaboração das demonstrações contábeis são discutidas a seguir:(a) Perdas estimadas em créditos de liquidação duvidosa - PECLD Está constituída com base na estimativa das prováveis perdas que possam ocorrer na cobrança dos créditos, principalmente relacionados sobre

venda de energia ocorridas no mercado de curto prazo e bilaterais. O critério utilizado atualmente pela Companhia e suas controladas para constituir a perda estimada em créditos de liquidação duvidosa é de análise individual de contas julgadas de difícil recebimento.

(b) Benefícios de aposentadoria A Companhia possui planos de benefício definido e, também, de contribuição definida. O plano de contribuição definida não gera para a Companhia obrigações legais nem construtivas de fazer contribuições adicionais se o fundo não

possuir ativos suficientes para pagar os benefícios. As contribuições são reconhecidas como despesa de benefícios a empregados, quando incorridas.

Em relação ao plano de benefício definido, a Companhia avalia seu passivo com benefícios suplementares de aposentadoria através de avaliação atuarial realizada em bases anuais e quando necessário, em períodos intermediários, com a ajuda de consultores especializados em serviços atuariais. A avaliação atuarial envolve o uso de premissas sobre as taxas de desconto, taxas de retorno de ativos esperadas, aumentos salariais futuros, taxas de mortalidade e aumentos futuros de benefícios de aposentadorias e pensões. A obrigação de benefício definido é altamente sensível a mudanças nessas premissas. Todas as premissas são revisadas e atualizadas em bases anuais, ao final de cada exercício.

As principais premissas utilizadas pela Companhia estão descritas a seguir: (i) Taxa de desconto: a Companhia considera as taxas dos títulos do Tesouro Nacional com vencimento correspondente a duração (tempo médio de pagamento futuro dos benefícios) da obrigação do benefício definido; (ii) Taxa de mortalidade: se baseia em tábuas de mortalidade disponíveis no país. A FUNCESP testa, anualmente, a aderência da tábua de mortalidade utilizada, à experiência recente da população do plano. (iii) Aumento salarial, benefícios e inflação: Aumentos futuros de salários e de benefícios de aposentadoria e de pensão se baseiam nas taxas de inflação futuras esperadas para o país. Em relação à taxa de inflação utilizada, a Companhia faz um levantamento junto a departamentos de economia de diversas instituições financeiras, sobre projeções de inflação para o longo prazo. (iv) A taxa esperada de retorno de ativos do plano é a mesma taxa utilizada para descontar o valor do passivo.

(c) Vida útil dos bens do imobilizado A Companhia e suas controladas utilizam os critérios definidos na Resolução ANEEL nº 474, de 07 de fevereiro de 2012, e os preceitos do laudo

de avaliação elaborado para fins de determinação do custo atribuído (vide nota explicativa nº 23.1 (c)) na determinação da vida útil estimada dos bens do ativo imobilizado, sendo que, no julgamento da Administração, tais vidas úteis refletem, significativamente, a vida útil econômica dos ativos. Consequentemente, os valores residuais dos bens do imobilizado resultam da aplicação das vidas úteis definidas e os resultantes valores residuais que incluem o projeto básico, espelhando o direito de indenização ao final do contrato de concessão com base na melhor estimativa da administração da Companhia e de suas controladas, inclusive amparada em posicionamento de seus assessores legais, quanto à legislação em vigor.

(d) Provisão para processos judiciais e outros De acordo com a nota explicativa nº 3.5, a Companhia e suas controladas reconhecem provisão para processos judiciais e outros com base na

avaliação da probabilidade de perda. As estimativas e premissas utilizadas no registro das provisões para processos judiciais e outros são revisadas, no mínimo, trimestralmente.

(e) Perda por redução ao valor recuperável de ativos não circulantes ou de longa duração A Companhia e suas controladas revisam, no mínimo anualmente, a existência de eventos ou mudanças que possam indicar deterioração no valor

recuperável dos ativos não circulantes ou de longa duração (nota explicativa nº 3.5). O valor recuperável é o maior entre o valor justo menos custos de venda e o valor em uso. O cálculo do valor justo menos custos de vendas é baseado em informações disponíveis de transações de venda de ativos similares ou preços de mercado menos custos adicionais para descartar o ativo.

O cálculo do valor em uso é baseado no modelo de fluxo de caixa descontado. Os fluxos de caixa derivam do orçamento de curto prazo e das projeções de longo prazo, correspondentes ao período de concessão e não incluem atividades de reorganização com as quais a Companhia e suas controladas ainda não tenham se comprometido ou investimentos futuros significativos que melhorarão a base de ativos da unidade geradora de caixa objeto de teste. O valor recuperável é sensível à taxa de desconto utilizada no método de fluxo de caixa descontado, bem como aos recebimentos de caixa futuros esperados e à taxa de crescimento utilizada para fins de extrapolação.

Para o exercício findo em 31 de dezembro de 2017, a Administração avaliou que não há qualquer indicativo de que os valores contábeis não serão recuperados através de operações futuras.

(f) Impostos Existem incertezas com relação à interpretação de regulamentos tributários. A Companhia e suas controladas constituem provisões, com base em

estimativas cabíveis, para eventuais assuntos identificados em fiscalizações realizadas pelas autoridades tributárias das respectivas jurisdições em que opera e cuja probabilidade de perda seja avaliada como provável. O valor dessas provisões baseia-se em vários fatores, como experiência em fiscalizações anteriores e interpretações divergentes dos regulamentos tributários pela entidade tributável e pela autoridade fiscal responsável. Essas diferenças de interpretação podem surgir numa ampla variedade de assuntos, dependendo das condições vigentes no respectivo domicílio da Companhia e de suas controladas.

Julgamento significativo da Administração é requerido para determinar o valor do imposto diferido ativo que pode ser reconhecido, com base no prazo provável de realização e nível de lucros tributáveis futuros, juntamente com estratégias de planejamento tributário.

(g) Valor justo de instrumentos financeiros O valor justo de instrumentos financeiros ativamente negociados em mercados financeiros organizados é determinado com base nos preços de

compra cotados no mercado no fechamento dos negócios na data do balanço, sem dedução dos custos de transação. O valor justo de instrumentos financeiros para os quais não haja mercado ativo é determinado utilizando técnicas de avaliação. Essas técnicas de

avaliação podem incluir o uso de transações recentes de mercado (com isenção de interesses); referência ao valor justo corrente de outro instrumento similar; análise de fluxo de caixa descontado ou outros modelos de avaliação. Uma análise do valor justo de instrumentos financeiros e mais detalhes sobre como eles são calculados estão descritos na nota explicativa nº 32.

3.13 Combinação de negócios As Combinações de negócios são contabilizadas utilizando o método de aquisição. O custo da aquisição é mensurado pela soma da contraprestação

transferida, que é avaliada com base no valor justo na data de aquisição, e o valor de qualquer participação de não controladores na adquirida. Custos diretamente atribuíveis à aquisição são contabilizados como despesa quando incorridos.

Ao adquirir um negócio, a Companhia avalia os ativos e passivos financeiros assumidos com o objetivo de classificá-los e alocá-los de acordo com os termos contratuais, as circunstâncias econômicas e as condições pertinentes na data de aquisição.

A contraprestação contingente a ser transferida pela adquirente foi reconhecida a valor justo na data de aquisição. Alterações subsequentes no valor justo da contraprestação contingente considerada como um ativo ou como um passivo deverão ser reconhecidas de acordo com o pronunciamento técnico CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração, na demonstração do resultado.

3.14 Novos pronunciamentos, interpretações e orientações Para o exercício findo em 31 de dezembro de 2017, não houve mudanças significativas na adoção dos pronunciamentos abaixo mencionados,

apenas resultou em divulgação adicional em função da adoção do CPC 03 (R2)/IAS 7 - Demonstração de fluxos de caixa, demonstrados na nota explicativa nº 16.2.

Em relação aos pronunciamentos que entrarão em vigor a partir de 1º de janeiro de 2018 e 2019, a Companhia e suas controladas somente esperam impacto significativo na adoção do CPC 47 - Receita de contrato com cliente, demonstrado nesta nota.

Revisão de normas e interpretações em vigor a partir de 01 de janeiro de 2017 CPC 03 (R2)/IAS 7 - Demonstração de fluxos de caixa As alterações exigem que uma entidade divulgue informações que permitam aos usuários das demonstrações contábeis avaliarem as mudanças

nos passivos decorrentes de atividades de financiamento, incluindo tanto as mudanças provenientes de fluxos de caixa como mudanças que não afetam o caixa.

CPC 32/IAS 12 - Reconhecimento de ativos fiscais diferidos para perdas não realizadas As alterações esclarecem que uma entidade deve considerar se a legislação fiscal restringe as fontes de lucros tributáveis contra as quais ela

poderá fazer deduções sobre a reversão dessa diferença temporária dedutível. Além disso, fornece orientações sobre a forma como uma entidade deve determinar lucros tributáveis futuros e explica as circunstâncias em que o lucro tributável pode incluir a recuperação de alguns ativos por valores maiores do que seu valor contábil.

Ciclo de melhorias anuais 2015-2017 As alterações esclarecem que os requisitos de divulgação do CPC 45/IFRS 12 distintos dos previstos nos parágrafos B10-B16 aplicam-se às

participações de uma entidade em uma subsidiária, em um empreendimento controlado em conjunto (joint venture) ou em uma coligada (ou a uma parcela de sua participação em uma joint venture ou em uma coligada), que sejam classificadas (ou incluídas em um grupo para fins de alienação que seja classificado) como mantidas para venda.

Revisão de normas e interpretações que ainda não estão em vigor em 31 de dezembro de 2017 Vigência a partir de 1º de janeiro de 2018: CPC 10/IFRS 2 - Classificação e mensuração de transações com pagamentos baseados em ações As alterações abordam três áreas principais: (i) os efeitos das condições de aquisição de direitos sobre a mensuração de uma transação de

pagamento baseada em ações liquidada em dinheiro; (ii) a classificação de uma transação de pagamento baseada em ações com características de liquidação pelo valor líquido para obrigações relacionadas a impostos retidos na fonte; e (iii) contabilização quando uma modificação nos termos e condições de uma transação de pagamento baseada em ações altera sua classificação de liquidação em dinheiro para liquidação com ações. A Administração da Companhia estima que a adoção desse novo pronunciamento não trará efeitos relevantes sobre suas demonstrações contábeis, uma vez que os valores envolvidos em seus programas de pagamentos baseados em ações, não são significativos.

Alterações ao CPC 25/IAS 40 - Transferências de propriedade para Investimento As alterações esclarecem que uma transferência para, ou a partir de, propriedades para investimento exige uma avaliação sobre se uma

propriedade se enquadra, ou deixou de se enquadrar, na definição de propriedade para investimento, apoiada por evidências observáveis de uma mudança no uso. As alterações esclarecem, ainda, que situações além daquelas descritas no CPC 25/IAS 40 podem evidenciar uma mudança no uso e que referida mudança é possível para propriedades em construção (ou seja, uma mudança no uso não se limita a propriedades concluídas). A Administração da Companhia e de suas controladas estimam que a adoção desse novo pronunciamento não trará efeitos relevantes sobre suas demonstrações contábeis, uma vez que a Companhia e suas controladas não possuem valores significativos de ativos classificados como propriedade para investimentos.

ICPC 21/IFRIC 22 - Transações em moedas estrangeiras e adiantamentos O ICPC 21/IFRIC 22 aborda como deve ser definida a “data da transação”, com o objetivo de determinar a taxa de câmbio aplicável ao

reconhecimento inicial de um ativo, despesa ou receita quando a contraprestação daquele item tiver sido paga ou recebida antecipadamente em moeda estrangeira, resultando no registro de ativos ou passivos não monetários (por exemplo, depósito não reembolsável ou receita diferida).

A Interpretação especifica que a data da transação é a data na qual a entidade reconhece inicialmente ativos ou passivos não monetários resultantes do pagamento ou recebimento de contraprestação antecipada. Em caso de vários pagamentos ou recebimentos antecipados, a Interpretação requer que a entidade determine a data da transação para cada pagamento ou recebimento de contraprestação antecipada. A Administração da Companhia estima que a adoção desse novo pronunciamento não trará efeitos relevantes sobre suas demonstrações contábeis, uma vez que a Companhia e suas controladas não possuem transação de pagamento ou recebimento de contraprestação antecipada em moedas estrangeiras.

IFRS 9/CPC 48 - Instrumentos Financeiros. Substitui a IAS 39 - Instrumentos Financeiros Reconhecimento e Mensuração e todas as versões anteriores da IFRS 9. Introduz novas exigências para a classificação e mensuração, perda por

redução ao valor recuperável (“impairment”) e contabilidade de hedge. Pela nova norma será permitido apenas o reconhecimento de ganho e perda em outros resultados abrangentes em algumas circunstâncias e o

ganho e a perda de alguns instrumentos com fluxo de caixa com características especificas não são transferidos posteriormente para o resultado. A Companhia e suas controladas possuem ativos financeiros disponíveis para venda e empréstimos e recebíveis. Os ativos financeiros classificados como disponíveis para venda não apresentam variação significativa entre o valor contábil e seu valor justo.

Não há saldos acumulados em outros resultados abrangentes decorrentes desta diferença. A Administração da Companhia e de suas controladas estimam que a adoção desse novo pronunciamento não trará efeitos relevantes sobre suas demonstrações contábeis, uma vez não há diferenças materiais entre o valor contábil e o respectivo valor justo.

Empréstimos bem como contas a receber de clientes são mantidos para recolher os fluxos de caixa contratuais e devem dar origem a fluxos de caixa que representem exclusivamente pagamentos de principal e juros. Assim, a Companhia e suas controladas avaliam que estes continuem a ser mensurados pelo custo amortizado de acordo com o IFRS 9.

Em relação à regra de perdas por redução do valor recuperável (impairment) de ativos financeiros, a mesma requer que as empresas registrem contabilmente a expectativa de perdas em créditos e modificações nessas expectativas a cada data de reporte para refletir as mudanças no risco de crédito desde o reconhecimento inicial, ou seja, não é mais necessário que o evento ocorra antes para que seja reconhecida a perda no crédito (perda estimada e não mais perda incorrida). Também em relação a esse aspecto, a Administração da Companhia e de suas controladas estimam que a adoção desse novo pronunciamento não trará efeitos relevantes sobre suas demonstrações contábeis, uma vez que a Companhia não possui expectativa de perda por redução do valor recuperável de seus ativos financeiros.

CPC 47/IFRS 15 - Receita de Contratos com Clientes O CPC 47/IFRS 15 - Receita de Contratos com Clientes estabelece um novo modelo para reconhecimentos de receitas, composto por cinco

passos, que será aplicado às receitas originadas de contratos com clientes. Segundo o CPC 47/IFRS 15, as receitas são reconhecidas em valor que reflete a contraprestação à qual uma entidade espera ter direito em troca da transferência de serviços a um cliente.

Este novo pronunciamento substituirá todas as atuais exigências para reconhecimento de receitas segundo os CPCs/IFRSs. Adicionalmente o CPC 47/IFRS 15 estabelece exigências de apresentação e divulgação mais detalhadas do que as normas atualmente em vigor.

O pronunciamento requer aplicação retrospectiva e permite um dos seguintes métodos: (i) retrospectivo a cada período anterior apresentado ou (ii) retrospectivo com efeito cumulativo da aplicação inicial deste pronunciamento na data da aplicação inicial.

A Companhia e suas controladas optaram por adotar o pronunciamento usando o método de apresentação retrospectiva com efeito cumulativo na data de aplicação inicial (item ii descrito acima). Desta forma, a aplicação deste pronunciamento nas demonstrações contábeis tem data inicial em 1º de janeiro de 2017, cujos impactos serão contabilizados a partir de 1º de janeiro de 2018.

A Companhia e suas controladas avaliaram os cinco passos para reconhecimento e mensuração da receita, conforme requerido pelo CPC 47/IFRS 15:1. Identificar os tipos de contratos firmados com seus clientes;2. Identificar as obrigações presentes em cada tipo de contrato;3. Determinar o preço de cada tipo de transação;4. Alocar às obrigações contidas nos contratos; e5. Reconhecer a receita quando (ou à medida em que) a entidade satisfaz cada obrigação do contrato.

A Companhia e suas controladas reconhecem receita proveniente de suprimento de energia elétrica. A avaliação da Companhia e de suas controladas é de que não haverá impacto material na adoção deste pronunciamento, exceto pelo reconhecimento da receita procedente dos ressarcimentos dos parques eólicos participantes do LER 2010 e LEN 2011. De acordo com a análise realizada pela Companhia, concluiu-se que a receita é reconhecida conforme os contratos firmados, cuja obrigação de desempenho é atendida ao longo do tempo, dado que o cliente simultaneamente recebe e consome os benefícios fornecidos pela Companhia, consequentemente, o valor da contraprestação reflete o valor justo a receber no momento em que a energia é efetivamente entregue ao cliente.

Receita de suprimento de energia A Companhia e suas controladas reconhecem a receita com fornecimento de energia elétrica pelo valor justo da contraprestação, através da

entrega de energia elétrica ocorrida em um determinado período. A apuração do volume de energia entregue para o comprador ocorre em bases mensais, conforme contratado. A receita de suprimento de energia elétrica inclui também as transações no mercado de curto prazo.

De acordo com o CPC 47/IFRS 15, a Companhia e suas controladas devem reconhecer a receita proveniente de um contrato com cliente quando a expectativa de recebimento for provável, levando em consideração a intenção de pagamento do cliente. Caso a expectativa seja de não recebimento, a Companhia e suas controladas devem avaliar se a respectiva receita será apresentada líquida de perdas estimadas. Com base nos dados disponíveis em 31 de dezembro de 2017, a Companhia e suas controladas avaliaram o histórico de inadimplência dos clientes e concluiu que não há impacto de perdas estimadas a ser considerado.

A Companhia e suas controladas avaliaram os potenciais efeitos da aplicação do CPC 47/IFRS 15 na receita de suprimento de energia e a conclusão é de que não haverá impactos relevantes em suas demonstrações contábeis, exceto pelas exigências de apresentação e divulgação que serão mais detalhadas a partir de 2018.

Venda de Energia na Câmara de Comercialização de Energia - CCEE A Companhia e suas controladas reconhecem a receita pelo valor justo da contraprestação a receber no momento em que haja um excedente de

geração, após a alocação de energia no MRE, denominada (“energia secundária”), liquidada no mercado spot (“mercado de curto prazo”) ao valor do PLD e comercializado no âmbito da CCEE, nos termos da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica.

A Companhia e suas controladas avaliaram os potenciais efeitos da aplicação do CPC 47/IFRS 15 na receita de venda de energia na CCEE e a conclusão é de que não haverá impactos em suas demonstrações contábeis, exceto pelas exigências de apresentação e divulgação que serão mais detalhadas a partir de 2018.

Leilão de Energia de Reserva (LER 2010) e Leilão de Energia Nova (LEN 2011) Os contratos de Energia de Reserva celebrados entre as controladas do LER 2010 e a CCEE e os contratos de Energia Nova entre o LEN 2011 e

as distribuidoras estabelecem que sejam apuradas em cada ano contratual as diferenças entre a energia gerada pelas usinas e a energia contratada (“conta de ressarcimento”) com base na quantidade de energia (MWh) e o preço contratual. Os contratos estabelecem limites para os desvios positivos ou negativos com aplicação de bônus ou penalidades, que devem compor a contraprestação, conforme descrito na nota explicativa nº 19.

De acordo com o CPC 47/IFRS 15, o valor da contraprestação pode variar em razão de descontos, abatimentos, restituições, créditos, concessões de preços, incentivos, bônus de desempenho, penalidades ou outros itens similares, onde a receita deve ser reconhecida de forma líquida dessa contraprestação variável. A Companhia e suas controladas devem reconhecer a receita proveniente de um contrato com cliente quando a expectativa de recebimento for provável, levando em consideração a intenção de pagamento do cliente. Caso a expectativa seja de recebimento a menor, a Companhia e suas controladas devem avaliar se a respectiva receita será apresentada líquida através de uma conta redutora de suprimento de energia. Atualmente, a conta de ressarcimento já é contabilizada como parte receita de suprimento de energia, e até 31 de dezembro de 2017, as diferenças apuradas eram registradas como ressarcimento no passivo em caso de geração mensal inferior ou como um ativo em caso a geração mensal superior ao contratado, conforme detalhado na nota explicativa nº 19.

A Companhia e suas controladas avaliaram os potenciais efeitos da aplicação do CPC 47/IFRS 15 na receita de venda de energia no Leilão de Energia de Reserva (LER 2010) e Leilão de Energia Nova (LEN 2011) e concluíram que o reconhecimento da receita da conta de ressarcimento em suas demonstrações contábeis deve se basear na expectativa provável de recebimento, e assim reconhecer a receita de forma líquida dessa contraprestação variável.

Com base nos dados de geração dos parques disponíveis em 31 de dezembro de 2017, a Companhia e suas controladas avaliaram o desempenho, assim como a previsão de geração dos parques em um horizonte de médio prazo e mensurou o impacto decorrente da expectativa de recebimento estimada, com base na quantidade de energia (MWh) e o preço contratual.

A Companhia apresenta abaixo os impactos esperados quando da adoção retroativa do CPC 47/IFRS 15 em seu patrimônio líquido e demonstração do resultado, para o exercício findo em 31 de dezembro de 2017. Vale ressaltar que os impactos abaixo são meramente demonstrativos e somente serão registrados quando da aplicação do referido pronunciamento para fins de comparabilidade (a partir de 01 de janeiro de 2018).

Impacto sobre o patrimônio líquido em 31 de dezembro de 2017

CPC 30 Ajustes CPC 47

Conta de ressarcimento (circulante) 159 – 159Conta de ressarcimento (não circulante) 1.253 12 1.265Tributos e contribuições sociais diferidos 1.501 (93) 1.408Total ativo 2.913 (81) 2.832Conta de ressarcimento (circulante) 2.057 – 2.057Conta de ressarcimento (não circulante) 46.627 (3.033) 43.594Tributos e contribuições sociais diferidos 44 – 44Total passivo 48.728 (3.033) 45.695Impacto no patrimônio líquido 45.815 (2.952) 42.863

Impacto na demonstração do resultado em 31 de dezembro de 2017

CPC 30 Ajustes CPC 47

Receita operacional bruta (LER 2010) 58.901 3.045 61.946Contribuição social diferida 17 (32) (15)Imposto de renda diferido 3 (61) (58)Impacto no lucro líquido do exercício 58.921 2.952 61.873

Vigência a partir de 1º de janeiro de 2019: IFRS 16 - Operações de Arrendamento Mercantil. Substitui o CPC 06 (R1)/IAS 17 Operações de arrendamento mercantil, bem como interpretações relacionadas (IFRIC 4, SIC 15 e SIC 27). A norma estabelece os princípios para

o reconhecimento, mensuração, apresentação e evidenciação de arrendamentos e exige que os arrendatários contabilizem todos os arrendamentos sob um único modelo no balanço patrimonial, semelhante à contabilização de arrendamentos financeiros segundo a CPC 06 (R1)/IAS 17, ou seja, reconheça ativos e passivos para todos os contratos de arrendamento, a menos que o prazo do contrato seja inferior a doze meses ou o valor do ativo objeto do leasing tenha valor não significativo. Para o arrendador, a contabilização continuará segregada entre operacional e financeiro.

O IFRS 16 também exige que os arrendatários e os arrendadores façam divulgações mais abrangentes do que as previstas na IAS 17. Data de vigência ainda não definida: Alterações ao CPC 36/IFRS 10 e ao CPC 18/IAS 28: Venda ou contribuição de ativos entre um investidor e sua associada ou empreendimento

controlado em conjunto (joint venture) As alterações abordam o conflito entre a IFRS 10 e a IAS 28 no tratamento da perda de controle de uma subsidiária que é vendida ou contribuída

a uma associada ou a um empreendimento controlado em conjunto (joint venture). As alterações esclarecem que o ganho ou a perda resultantes da venda ou contribuição de ativos que constituem um negócio, conforme definido no CPC 15/IFRS 3, entre um investidor e sua associada ou joint venture, são reconhecidos na íntegra. Qualquer ganho ou perda resultantes da venda ou contribuição de ativos que não constituam um negócio, no entanto, são reconhecidos somente na extensão das participações de investidores não relacionados na associada ou joint venture. O IASB ainda não definiu a data de vigência das referidas alterações.

4. ESTRATÉGIA DE CRESCIMENTO

Em 2017, a Companhia concluiu a aquisição do complexo Alto Sertão II (“Complexo Eólico Alto Sertão II”), do Parque Solar Boa Hora (“Projeto Boa Hora”), assinou o Acordo de investimento relativo à construção do Complexo Solar Guaimbê (“Complexo Solar Guaimbê”) e foi vencedora do 25º Leilão de Energia Nova A-4/2017 (“Leilão A-4”) por meio do Complexo Solar Água Vermelha. As transações estão alinhadas com a estratégia da Companhia de aumentar seu portfólio com fontes não hidráulicas, com contratos regulados de compra de energia de longo prazo.

4.1 Combinação de negócios pela aquisição de conjunto de parques eólicos Em 18 de abril de 2017, a Companhia celebrou com a Renova Energia S.A. (“Renova”) um contrato de compra e venda da totalidade das ações da

Nova Energia Holding S.A. (“Nova Energia”), detentora, por meio da Renova Eólica Participações S.A. (“Renova Eólica”), do Complexo Eólico Alto Sertão II, composto por 15 Sociedades de Propósito Específico, individualmente apresentadas na nota explicativa nº 2.4.

O Complexo Eólico Alto Sertão II está localizado no Estado da Bahia, possui capacidade instalada total de 386,1 MW, prazo de autorização de funcionamento de 35 anos e energia contratada por 20 anos, por meio do leilão de energia de reserva e leilão de energia nova realizados em 2010 e 2011, cujos contratos expiram em 2033 e 2035, respectivamente.

Em 17 de maio de 2017, o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (“CADE”) concedeu aprovação desta aquisição. Em Assembleia Geral Extraordinária de acionistas ocorrida em 29 de maio de 2017, foi deliberada a aprovação da operação, nos termos do artigo

256, §1º da Lei das S.A. e CVM 358/02, sendo conferido aos acionistas dissidentes o direito de recesso. O período para o exercício do direito de recesso dos acionistas da Companhia que não concordassem com a operação encerrou no dia 30 de junho

de 2017, sendo que acionistas titulares de 36 ações ordinárias, 389 ações preferenciais e 30.314 units de emissão da Companhia efetivamente exerceram o seu direito de retirada. Assim, o valor total do reembolso pago em 10 de julho de 2017 aos acionistas dissidentes da Companhia foi de R$105, sendo considerado R$0,68974739550 por ação ordinária e preferencial, equivalente a R$3,44873697750 por unit de emissão da Companhia.

Em 28 de julho de 2017, a aquisição foi aprovada pela totalidade dos credores do Complexo Alto Sertão II. O processo de aquisição foi concluído em 03 de agosto de 2017, após todas as condições precedentes da operação terem sido atendidas, data em

que o controle direto da Nova Energia foi assumido pela Companhia e a titularidade de todas as ações foi transferida, sendo a contraprestação transferida pela troca do controle inicialmente mensurada no montante de R$518.707, conforme divulgado nas informações contábeis de 30 de setembro de 2017. Posteriormente, a contraprestação transferida foi remensurada pela atualização da contraprestação contingente (earn-out payment). Em 31 de dezembro de 2017, o montante da contraprestação transferida é composto da seguinte forma: (i) R$456.000 pago em transferência bancária e (ii) R$89.975 registrados na rubrica Outras obrigações (vide nota explicativa nº 22) no passivo não circulante, composto por R$20.000 relativo a indenizações gerais dos vendedores e litígios, R$11.000 referente ao curtailment 1 e R$58.975 correspondente à contraprestação contingente (earn-out payment), até 31 de dezembro de 2017 e totalizando um montante de R$545.975. Cabe ressaltar que esses ajustes estão dentro do período de mensuração, conforme previsto no CPC 15.

As despesas incorridas na aquisição, no montante de R$10.895, foram reconhecidas no resultado da Companhia, relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2017, na rubrica “Serviços de terceiros”, não fazendo parte do custo de aquisição.

O Preço de Aquisição poderá sofrer acréscimo de até R$100.000 sob a forma de contraprestação contingente, se o desempenho do Complexo Alto Sertão II, apurado após período de cinco anos contados da data do fechamento da operação, exceder a referência mínima assumida de 170,6 MW médio, limitado a 181,6MW médio. Desta forma, a Administração da Companhia, com base na avaliação das projeções de performance, concluiu que deveria incluir no valor do preço de compra uma contraprestação contingente estimada em R$58.975, conforme citado acima e registrado na rubrica Outras obrigações (vide nota explicativa nº 22) do passivo não circulante.

Esta aquisição resultou em uma combinação de negócios, uma vez que a Companhia passou a deter o controle da Nova Energia. De acordo com o CPC 15 (R1) - Combinações de Negócios, as aquisições de negócios são contabilizadas pelo método de aquisição. A contrapartida transferida em uma combinação de negócios é mensurada pelo valor justo, que é calculado pela soma dos valores justos dos ativos transferidos, dos passivos assumidos na data de aquisição junto aos antigos controladores da adquirida e das participações emitidas em troca do controle da adquirida.

A aquisição da Nova Energia teve efeito a partir de 31 de julho de 2017, conforme estipulado em documento denominado Memorando de Fechamento, assinado entre as partes em 03 de agosto de 2017. Com isso, os efeitos desta aquisição afetaram o resultado consolidado das operações da Companhia a partir de 1º de agosto de 2017, sendo que o patrimônio líquido da Nova Energia foi avaliado pelo seu valor justo em 31 de julho de 2017 com base no laudo econômico financeiro preliminar, emitido por empresa de avaliação independente.

A tabela a seguir apresenta o cálculo do valor justo dos ativos e passivos da compra da Nova Energia na data de aquisição:

Valor Contábil Ajuste Valor Justo

Caixa e equivalentes de caixa 3.619 – 3.619Contas a receber de clientes 30.865 – 30.865Cauções e depósitos vinculados 53.892 – 53.892Imobilizado 1.600.797 128.199 (i) 1.728.996Intangível (licença) – 27.946 (ii) 27.946Outros ativos 12.763 – 12.763Valor justo dos ativos 1.701.936 156.145 1.858.081Fornecedores 55.234 – 55.234Provisões para processos judiciais e outros 22.265 35.735 (iii) 58.000Empréstimos e financiamentos 951.167 6.624 (iv) 957.791Debêntures 172.788 – 172.788Outros passivos 68.292 – 68.292Valor justo dos passivos 1.269.746 42.359 1.312.105Valor justo dos ativos líquidos 432.190 113.786 545.976Saldo de caixa na aquisição da controlada 3.619Contraprestação transferida (545.976)Caixa líquido por aquisição da Nova Energia (542.357)

(i) Em dezembro de 2017 foi concluído o laudo de avaliação dos ativos líquidos do Complexo Eólico Alto Sertão II e a Companhia efetuou um ajuste a valor justo no montante de R$136.767, relacionado à mais valia de máquinas e equipamentos. Essa mais valia dos ativos líquidos adquiridos deve-se à alta do dólar, preço do aço e inflação. Nas demonstrações contábeis individuais, este montante está apresentado na rubrica de investimentos. Já nas demonstrações contábeis consolidadas, está apresentado como imobilizado (vide notas explicativas nºs 11 e 12). Adicionalmente, relacionado às arbitragens detalhadas no item (iii) abaixo, a adquirida possuía R$8.568 registrado como adiantamento a fornecedores. Para fins de demonstrações consolidadas, a Companhia considerou esse montante como valor justo de processos judiciais em combinação de negócios.

(ii) O ativo intangível gerado na combinação de negócios no valor de R$27.946 corresponde ao direito de exploração de autorização e será amortizado com base no prazo remanescente de autorização. Nas demonstrações contábeis individuais, o direito de exploração de autorização está apresentado na rubrica de investimentos. Já nas demonstrações contábeis consolidadas, está apresentado como intangível (vide notas explicativas nºs 11 e 13).

(iii) Na data da aquisição foi identificado um passivo contingente com o valor justo de R$48.691, posteriormente à mensuração inicial, a Companhia reavaliou o valor justo dessa contingência para o novo montante de R$58.000. Esse passivo refere-se a dois procedimentos arbitrais movidos contra a Renova e as 15 SPE’s relativas ao Complexo Eólico Alto Sertão II por fornecedores contratados na época da construção do parque eólico (vide nota explicativa nº 20.1 (e)). Em 31 de julho de 2017, parte dos saldos em discussão nas arbitragens, no montante de R$8.568, estavam registrados como adiantamento de fornecedores apresentados na rubrica de imobilizado no balanço de aquisição da adquirida.

(iv) Na data de aquisição o saldo de empréstimos e financiamento foi ajustado pelos custos de emissão de empréstimos e financiamento capitalizados pela adquirida.

A contabilização inicial da aquisição foi preliminarmente apurada em 31 de julho de 2017 com base na melhor estimativa da Companhia, que considerou premissas e metodologia apropriadas para essa finalidade. Essa contabilização considerou mensuração do valor justo dos ativos e passivos, efetuada por especialistas independentes contratados pela Companhia, e está sujeita a eventuais modificações decorrentes de fatos existentes na data da aquisição e que possam vir ao conhecimento da Administração durante o período de ajuste de até um ano após a data de aquisição, conforme previsto no pronunciamento contábil CPC 15 (R1).

No período de 5 meses findo em 31 de dezembro de 2017, a receita operacional líquida e o lucro líquido do exercício, gerados pelas empresas do Complexo Eólico Alto Sertão II e incluídos na demonstração consolidada do resultado da Companhia representa R$147.669 e R$8.463, respectivamente.

Se a combinação de negócios tivesse ocorrido em 01.01.2017, a demonstração do resultado seria conforme o quadro a seguir. As informações de receita operacional líquida e lucro líquido do exercício foram obtidas mediante a agregação dos valores derivados dos registros contábeis da Companhia e da adquirida Nova Energia.1 Energia não fornecida, integramente ou parcialmente, por conta do atraso da entrada em operação comercial das instalações de transmissão/

distribuição. Conforme previsto no módulo 17 das Regras de Comercialização da CCEE, o volume informado pela Aneel por meio do acrônimo ENF_DTF é isento da aplicação das regras de penalidade e de ressarcimento nas contabilizações anuais e quadrienais para ativos com contratos no ambiente regulado (ACR).




Companhia Aberta

Consolidado AES Tietê Energia (i)

Complexo Eólico Alto Sertão II

Combinado de 12 meses

01.01.2017 a 31.12.2017

01.01.2017 a 31.07.2017

01.01.2017 a 31.12.2017

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.728.125 190.106 1.918.231CUSTOS OPERACIONAISCusto com energia elétrica (616.894) (47.333) (664.227)Custo de operação (275.647) (35.550) (311.197)Entidade de previdência privada (4.599) – (4.599)Depreciação e amortização (199.381) (46.109) (245.490)TOTAL DOS CUSTOS OPERACIONAIS (1.096.521) (128.992) (1.225.513)LUCRO BRUTO 631.604 61.114 692.718Amortização de intangível e mais valia gerado em aquisições (996) – (996)Resultado financeiro (203.836) (96.154) (299.990)Resultado antes dos tributos sobre o lucro 426.772 (35.040) 392.728Total dos tributos sobre o lucro (128.495) (5.855) (134.350)LUCRO (PREJUÍZO) LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 298.277 (40.895) 258.378

(i) Inclui o resultado do Complexo Eólico Alto Sertão II de 01 de agosto de 2017 a 31 de dezembro de 2017.4.2 Compra de ativos do Parque Solar Boa Hora Em 01 de agosto de 2017 a Companhia assinou o contrato de compra de ações para aquisição da totalidade das ações representativas do capital social

de três sociedades de propósito específico localizadas no Município de Tacaimbó, Estado de Pernambuco, detentoras de autorizações para a construção de usinas de fonte fotovoltaica, tendo como vendedoras as empresas European Energy A/S, Eólica Tecnologia Ltda. e Solar Tecnologia Ltda. O processo de aquisição foi concluído em 25 de setembro de 2017, com valor total de aquisição de R$75.000, pago com recursos disponíveis em caixa.

O Complexo Solar foi outorgado no 8º Leilão de Energia de Reserva (“LER”) realizado em 13 de novembro de 2015 com energia contratada por 20 anos a R$291,75/MWh, com início de operação comercial previsto para 01 de novembro de 2018, com capacidade total projetada 75 MWac e investimento estimado de aproximadamente R$300.000.

Em 02 de agosto de 2017, a Companhia protocolou na Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”) pedido de alteração das características técnicas do projeto, que originalmente possui autorização para construção do Estado do Pernambuco. A Companhia solicitou à ANEEL a transferência do Complexo Solar, com o objetivo de construí-lo em terreno no estado de São Paulo, na cidade de Ouroeste, localizado a 3 km de uma das usinas hidrelétricas da Companhia, a Usina Água Vermelha. Com a aprovação da referida alteração, obtida no dia 03 de novembro de 2017, a Companhia aumentará a capacidade instalada do sistema de geração da Companhia no estado de São Paulo.

A transação não ultrapassa o limite previsto no artigo 256 da Lei das S.A., razão pela qual não será necessária a ratificação da transação por Assembleia Geral Extraordinária especialmente convocada para tanto.

O Parque Solar Boa Hora está em estágio de desenvolvimento e tem previsão de início das operações comerciais para novembro de 2018, sendo que na data da transação, a Companhia efetivamente obteve os direitos de seus contratos relevantes, incluindo os direitos contratuais de venda de energia e direito de exploração de autorização. Em função deste conjunto de ativos intangíveis adquiridos incluir apenas determinados “inputs” necessários para eventualmente operar o negócio e não estão gerando “outputs”, assim como não incluir qualquer força de trabalho ou outros processos importantes para poder gerar resultados, a Companhia entende que os ativos adquiridos não constituem um negócio. Dessa forma, a aquisição não foi identificada como uma combinação de negócios. A Companhia reconheceu em suas demonstrações contábeis individuais, na rubrica “Investimentos” e nas demonstrações contábeis consolidadas, na rubrica “Intangível”, a aquisição de ativos intangíveis de direitos contratuais de venda de energia no valor de R$60.000 e de direito de exploração de autorização no valor de R$15.000 (vide notas explicativas nº 11 e 13).

4.3 Acordo de investimento do Complexo Solar Guaimbê Em de 25 de setembro de 2017 foi assinado um acordo de investimento com a Cobra Brasil Serviços, Comunicações e Energia S.A. (“Cobra do

Brasil”), subsidiária brasileira do grupo espanhol ACS Group, sujeito ao cumprimento de condições precedentes específicas. O montante total acordado para a transação é de R$650.000, montante este que inclui investimento e preço para eventual aquisição de participação acionária, ambos sujeitos ao cumprimento de condições precedentes e a ajustes usuais neste tipo de operação.

O acordo de investimento estabelece que a Companhia realizará investimentos no montante equivalente de até R$470.000 em debêntures não conversíveis em ações a serem emitidas até março de 2018, por 5 sociedades de propósito específico, todas subsidiárias da Cobra do Brasil. Os recursos das debêntures serão utilizados pelas SPEs para financiar a construção, pela Cobra do Brasil, de usinas de fonte solar fotovoltaica no município de Guaimbê, no estado de São Paulo.

As debêntures já emitidas e classificadas pela Companhia como investimento de curto prazo, na nota explicativa nº 5, são compostas da seguinte forma: (i) 1ª emissão, no valor de R$100.000 e concluída em 20 de outubro de 2017 (1ª série) e 09 de novembro de 2017 (2ª série) e (ii) 2ª emissão, no valor de R$50.000 e concluída em 13 de dezembro de 2017. Estas debêntures possuem garantia de primeira demanda.

Caso todas as condições precedentes sejam cumpridas, a Companhia realizará novo investimento por meio de subscrição e integralização de aumento de capital no valor de R$165.000, nas SPEs e, por fim, adquirirá a totalidade das ações das SPEs pertencentes à Cobra do Brasil pelo montante de R$15.000, sujeito a ajustes usuais neste tipo de operação.

As autorizações para implementação do Complexo Solar Guaimbê foram outorgadas às SPEs após o 6º Leilão de Energia de Reserva realizado em 31 de outubro de 2014, com energia contratada por 20 anos ao preço médio de R$218,85/MWh (data-base outubro de 2014), com capacidade total projetada de 180 MWp (150 MWca) e início de operação comercial previsto para maio de 2018.

O Complexo Solar Guaimbê expande em 6% a atual capacidade instalada da Companhia no estado de São Paulo, buscando assim, oportunidades em São Paulo para cumprir sua obrigação de expansão.

4.4 Complexo Solar Água Vermelha Em de 18 de dezembro de 2017 a Companhia obteve no Leilão A-4 o direito de comercializar, no mercado regulado, energia a ser gerada por um

complexo fotovoltaico com capacidade instalada de 94 MWp (75 MWac), a ser construída no estado de São Paulo (“Complexo Solar Água Vermelha” ou “AGV Solar”).

A AGV Solar possui uma garantia física de 19,8 MWm de energia contratada por 20 anos, ao preço médio de R$145,96/MWh, com reajuste anual pelo IPCA. A capacidade de geração certificada da AGV Solar é de aproximadamente 28% da planta para os 20 primeiros anos de geração. A energia gerada acima da garantia física será comercializada no mercado de curto prazo.

O investimento total estimado para a construção da AGV Solar é de aproximadamente R$280.000, com início do desembolso previsto para o segundo semestre de 2018. A previsão é de que a construção inicie em junho de 2018 e a operação comercial em junho de 2019.

5. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA E INVESTIMENTOS DE CURTO PRAZO


Caixa e Equivalentes de caixa 2017 2016 2017 2016

Numerário disponível 526 916 90.825 916 Operação compromissada 43.768 71.170 43.768 71.170Subtotal 44.294 72.086 134.593 72.086

Investimentos de curto prazo 2017 2016 2017 2016

CDB-DI 396.599 163.003 398.982 163.003 Operação compromissada 376.934 210.399 376.934 210.399 Debêntures (i) 151.232 – 151.232 – Fundo de investimentos Letra financeira 55.918 60.411 55.918 60.411 LTN over 77.883 64.899 77.883 64.899 Letra financeira do tesouro 7.520 6.819 7.520 6.819 CDB pós-liq. antecipada 1.459 – 1.459 –Subtotal 1.067.545 505.531 1.069.928 505.531Total 1.111.839 577.617 1.204.521 577.617(i) Referem-se às debêntures vinculadas ao acordo de investimento com vistas à aquisição do Complexo Solar Guaimbê, conforme detalhado

na nota explicativa nº 4.3. São títulos de créditos privados das 1ª e 2ª emissões de debêntures das SPEs: Guaimbê I Parque Solar S.A., Guaimbê II Parque Solar S.A., Guaimbê III Parque Solar S.A., Guaimbê IV Parque Solar S.A. e Guaimbê V Parque Solar S.A.. As debêntures são remuneradas a CDI + 1,98% a.a. com vencimento em 01 de outubro de 2018.

O saldo de aplicações financeiras em 31 de dezembro de 2017 está representado por operações de CDB, operações compromissadas, debêntures e fundo de investimentos com liquidez diária e com rentabilidade média consolidada no exercício findo em 31 de dezembro de 2017 de 102,04% do Certificado de Depósito Interbancário - CDI (98,85% no exercício findo em 31 de dezembro de 2016).

6. CONTAS A RECEBER DE CLIENTES


2017 2016 2017 2016

CIRCULANTEConsumidores livres 142.257 128.927 143.800 128.927Leilão - Outras empresas 2.884 14.348 2.884 14.348Mercado de curto prazo (i) 112.896 3.622 141.546 3.622LER 2010 – – 10.243 –LEN 2011 – – 12.930 –Distribuidoras – – 184 –Partes relacionadas (nota 30.1) – – 400 –Serviços prestados 10 – 3.785 –Subtotal 258.047 146.897 315.772 146.897Perdas estimadas em créditos de liquidação duvidosa (PECLD) (ii) (2.777) – (2.777) –Saldo líquido de PECLD 255.270 146.897 312.995 146.897NÃO CIRCULANTEEnergia livre (iii) 13.075 13.075 13.075 13.075Subtotal 13.075 13.075 13.075 13.075Total 268.345 159.972 326.070 159.972CONTAS A RECEBER DE PARTES RELACIONADASLeilão - Eletropaulo (nota 30.1) – 4.920 – 4.920Subtotal – 4.920 – 4.920Total 268.345 164.892 326.070 164.892(i) As transações de energia no mercado de curto prazo (MRE e SPOT) são liquidadas de acordo com as regras de mercado e com as

Resoluções da ANEEL. A energia de curto prazo normalmente é liquidada em até 60 dias após o mês de sua ocorrência. Em 31 de dezembro de 2017, a Companhia possui saldos pendentes de recebimentos, principalmente devido à inadimplência do setor causada por liminares que impedem a liquidação financeira de valores impactados pelo GSF. Com base em uma avaliação das garantias e histórico de recebimentos, a Companhia realizou uma análise deste contas a receber e concluiu que há evidências razoáveis de que os créditos serão recebidos.

(ii) Em função das incertezas quanto ao recebimento, foram registradas perdas estimadas em créditos de liquidação duvidosa para valores vencidos relativos a um contrato de comercialização de energia no ambiente regulado - CCEAR, no montante de R$2.777. A Companhia vem constituindo PECLD no momento do faturamento deste cliente.

(iii) A Resolução Normativa nº 387, de 15 de dezembro de 2009 da ANEEL, estabeleceu uma nova metodologia de cálculo dos saldos de Energia Livre e da Perda de Receita, para o período posterior ao encerramento da cobrança da Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE nas tarifas de fornecimento.

Os recebimentos e pagamentos referentes à energia livre estão condicionados à decisão no final do mandado de segurança impetrado pela ABRADEE, na qualidade de representante de suas associadas, contra os despachos ANEEL nº 2.517/10 e nº 1.068/11, alegando que os mesmos afetam prejudicialmente toda a sistemática originalmente estabelecida na Recomposição Tarifária Extraordinária (RTE) entre geradoras e distribuidoras de energia elétrica.

O prazo médio de recebimento dos valores relativos às faturas de venda de energia é de aproximadamente 30 dias, contados a partir do primeiro dia do mês subsequente à venda.

A abertura de consumidores e revendedores por vencimento é a seguinte:

Controladora

Saldos vincendos

Saldos vencidos

Subtotal PECLDSaldo líquido

de PECLDaté 90 dias mais de 90 dias

CIRCULANTEConsumidores livres 142.257 – – 142.257 – 142.257Leilão - Outras empresas 434 107 2.343 2.884 (2.777) 107Mercado de curto prazo 5.834 27.827 79.235 112.896 – 112.896Serviços prestados 10 – – 10 – 10Total 148.535 27.934 81.578 258.047 (2.777) 255.270

Consolidado

Saldos vincendos

Saldos vencidos

Subtotal PECLDSaldo líquido

de PECLDaté 90 dias mais de 90 dias

CIRCULANTEConsumidores livres 143.800 – – 143.800 – 143.800Leilão - Outras empresas 434 107 2.343 2.884 (2.777) 107Mercado de curto prazo 34.484 27.827 79.235 141.546 – 141.546LER 2010 10.243 – – 10.243 – 10.243LEN 2011 12.930 – – 12.930 – 12.930Distribuidoras 184 – – 184 – 184Partes relacionadas (nota 30.1) 400 – – 400 – 400Serviços prestados 3.785 – – 3.785 – 3.785Total 206.260 27.934 81.578 315.772 (2.777) 312.995

Em 31 de dezembro de 2017 e 2016, os saldos de contas a receber vencidos estavam assim apresentados:


2017 2016 2017 2016

CirculanteAté 90 dias 27.934 3.688 27.934 3.688De 90 a 180 dias 10.675 2.539 10.675 2.539De 180 a 360 dias 68.560 4.622 68.560 4.622Acima de 360 dias 2.343 – 2.343 –Total 109.512 10.849 109.512 10.849

As garantias sobre as vendas de energia no mercado de curto prazo são determinadas de acordo com as regras de mercado estabelecidas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e ANEEL, respectivamente. A Companhia e suas controladas não requerem garantias adicionais sobre as vendas de energia no mercado de curto prazo, bem como, sobre os valores a receber relacionados à energia livre. Para outros detalhes sobre as garantias ver nota explicativa 32.3 (b.1).

Após o vencimento, há a incidência de multa de 2% sobre o valor das faturas em atraso, corrigidas monetariamente pela variação do IPCA ou IGPM (dependendo do tipo de contrato) desde a referida data de vencimento até a data do efetivo pagamento, sendo que sobre o valor total incidirão juros de 1% ao mês.

7. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS COMPENSÁVEIS


2017 2016 2017 2016

CIRCULANTEImposto de renda 4.207 913 5.141 913Contribuição social 2.656 760 2.658 760Imposto de renda retido na fonte 23.215 21.705 24.425 21.705PIS – 3.980 – 3.980COFINS – 16.980 – 16.980Outros – 8 479 8Subtotal 30.078 44.346 32.703 44.346NÃO CIRCULANTEICMS 467 698 474 698Subtotal 467 698 474 698Total 30.545 45.044 33.177 45.044

8. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS DIFERIDOS

8.1 Composição dos tributos e contribuições sociais diferidos ativos e passivos


O imposto de renda e contribuição social diferidos referem-se a:

Balanço Patrimonial Resultado Balanço Patrimonial Resultado

2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016

Tributos ativos:Provisão para participação nos lucros e resultados 2.920 2.972 (52) 781 2.949 2.972 (23) 781Provisão para processos fiscais 2.595 1.182 1.413 93 2.595 1.182 1.413 93Provisão para processos trabalhistas 1.639 1.283 356 (1.052) 1.639 1.283 356 (1.052)Perdas estimadas em créditos de liquidação duvidosa 944 – 944 – 944 – 944 –Provisão para redução ao provável valor de realização de ativos 2.028 2.027 1 – 2.028 2.027 1 –Provisão para processos cíveis 12.358 12.365 (7) 894 12.358 12.365 (7) 894Provisão para fornecedores de materiais e serviços 9.174 12.190 (3.016) 2.787 9.251 12.190 (2.939) 2.787Provisões de meio ambiente 697 4.031 (3.334) 404 697 4.031 (3.334) 404Ressarcimento de energia – – – – 1.501 – (19) –Prejuízo fiscal e base negativa 1.636 41.708 (40.072) (50.347) 1.636 41.708 (40.072) (50.347)Ajuste avaliação atuarial (outros resultados abrangentes) (398) 1.694 – – (398) 1.694 – –Outras 5.508 5.041 466 680 5.508 5.041 472 680

Tributos passivos:Ativo imobilizado - custo atribuído (413.018) (442.369) 29.351 31.883 (413.018) (442.369) 29.351 31.883Ativo intangível - uso do bem público (10.976) (11.891) 915 914 (10.976) (11.891) 915 914Hedge de fluxo de caixa (outros resultados abrangentes) (321) – – – (321) – – –Instrumentos financeiros derivativos - opções de compra (644) – (644) – (644) – (644) –Atualização de depósito judicial (41) – (41) – (41) – (41) –Atualização cauções e depósitos vinculados (947) – (947) – (947) – (947) –Ressarcimento de energia – – – – (44) – 34 –Ativo imobilizado - taxa de depreciação (22.536) (23.990) 1.454 (2.665) (22.536) (23.990) 1.454 (2.665)Passivo fiscal diferido, líquido (409.382) (393.757) (13.213) (15.628) (407.819) (393.757) (13.086) (15.628)Benefício fiscal gerado pela incorporação do ágio - nota nº 9 (18.743) (20.195) (18.743) (20.195)Despesa de imposto de renda e contribuição social diferidos (31.956) (35.823) (31.829) (35.823)Tributos diferidos ativos 39.101 84.493 40.708 84.493Tributos diferidos passivos (448.483) (478.250) (448.527) (478.250)Passivo fiscal diferido, líquido (409.382) (393.757) (407.819) (393.757)

A movimentação dos saldos consolidados de tributos e contribuições sociais diferidos é como segue:

Movimentação dos tributos diferidos Controladora Consolidado

Saldo em 31 de dezembro de 2015 (381.111) (381.111)Impacto no resultado (15.628) (15.628)Impacto no patrimônio líquido (Outros resultados abrangentes) 2.982 2.982Saldo em 31 de dezembro de 2016 (393.757) (393.757)Impacto no resultado (13.213) (13.086)Impacto no patrimônio líquido (Outros resultados abrangentes) (2.412) (2.412)Saldos provenientes da aquisição do Complexo Eólico Alto Sertão II – 1.436Saldo em 31 de dezembro de 2017 (409.382) (407.819)

8.2 Estimativa de recuperação de créditos Com base no estudo técnico de geração de lucros tributários futuros aprovado pela Administração, segue abaixo estimativa de realização dos

tributos diferidos ativos registrados em 31 de dezembro de 2017:


Tributos e contribuições sociais diferidos

Tributos a recuperar (*) Total

Tributos e contribuições sociais diferidos

Tributos a recuperar (*) Total

2018 15.460 17.347 32.807 15.629 17.347 32.9762019 2.591 16.095 18.686 2.591 16.095 18.6862020 2.333 14.865 17.198 3.639 14.865 18.5042021 2.145 13.770 15.915 2.178 13.770 15.9482022 13.181 12.730 25.911 13.280 12.730 26.0102023 a 2025 136 32.779 32.915 136 32.779 32.9152026 a 2029 3.255 33.336 36.591 3.255 33.336 36.591Total 39.101 140.922 180.023 40.708 140.922 181.630(*) A estimativa de realização de tributos a recuperar registrados no ativo não circulante foi definida através de Ofício ANEEL 87/2004 -

Maiores detalhes sobre a natureza desse crédito tributário estão descritos na nota explicativa nº 9. Em 26 de fevereiro de 2018, o estudo técnico de viabilidade de realização do ativo fiscal diferido da Companhia será submetido à aprovação do

Conselho de Administração e examinado pelo Conselho Fiscal. A Companhia estima que os saldos em 31 de dezembro de 2017, referentes aos impostos diferidos ativos, serão recuperados através de geração

de lucros tributáveis futuros pelo prazo da concessão, que se encerra em 2029. As premissas utilizadas nas projeções de resultados operacionais e financeiros e o potencial de crescimento da Companhia foram baseados nas

expectativas de sua Administração em relação ao futuro da Companhia e não devem ser utilizadas para tomada de decisão em relação a investimento. A Administração entende que a presente estimativa é consistente com o seu plano de negócio, à época da elaboração do estudo técnico, de forma que não é esperada nenhuma perda na realização desses créditos, e os ajustes decorrentes não têm sido significativos em relação aos exercícios anteriores.

Os tributos diferidos são apresentados pelo valor líquido, obedecida a distribuição a seguir:

Consolidado

2017

ControladoraAES

Integra Ametista Araças Borgo Caetité Da prata Dourados Espigão Maron Morrão Pelourinho Pilões SeraímaSerra do

espinhaço TanqueVentos do nordeste Consolidado

Ativo líquido – 106 271 42 79 52 40 265 32 188 35 146 205 77 69 – – 1.607Passivo líquido (409.382) – – – – – – – – – – – – – – (16) (28) (409.426)Total (409.382) 106 271 42 79 52 40 265 32 188 35 146 205 77 69 (16) (28) (407.819)Composição das rubricas:Ativo 39.101 106 271 42 79 52 40 265 32 188 35 146 205 77 69 – – 40.708Passivo (448.483) – – – – – – – – – – – – – – (16) (28) (448.527)Total (409.382) 106 271 42 79 52 40 265 32 188 35 146 205 77 69 (16) (28) (407.819)

8.3 A composição da base de cálculo e a conciliação do imposto de renda e contribuição social é a seguinte:


2017 2016 2017 2016

IRPJ CSLL IRPJ CSLL IRPJ CSLL IRPJ CSLL

a) Composição dos tributos no resultado:Na rubrica de tributos: Corrente (66.269) (25.285) (83.066) (31.154) (69.543) (27.123) (83.066) (31.154) Diferidos (23.707) (8.249) (26.397) (9.426) (23.624) (8.205) (26.397) (9.426)Total (89.976) (33.534) (109.463) (40.580) (93.167) (35.328) (109.463) (40.580)b) Demonstração do cálculo dos tributos:Resultado antes dos tributos 421.787 421.787 508.576 508.576 426.772 426.772 508.576 508.576Adições (exclusões): Juros sobre o capital próprio (49.668) (49.668) (59.983) (59.983) (49.668) (49.668) (59.983) (59.983) Doações 4.088 4.088 2.933 2.933 4.088 4.088 2.933 2.933 Resultado de equivalência patrimonial (nota 11) (8.754) (8.754) – – – – – – Perdas na baixa de ativo imobilizado e intangível 4.497 4.497 – – 4.497 4.497 – – Pesquisa e desenvolvimento - P&D (3.288) (3.288) (2.812) (2.812) (3.288) (3.288) (2.812) (2.812) Ajuste lucro presumido – – – – (56.375) (50.035) – – Prejuízo fiscal e base negativa sem imposto diferido constituído – – – – 56.176 56.178 – – Outras 6.068 6.075 2.174 2.175 6.024 6.119 2.174 2.175Total das adições (exclusões) (47.057) (47.050) (57.688) (57.687) (38.546) (32.109) (57.688) (57.687)Resultado ajustado 374.730 374.737 450.888 450.889 388.226 394.663 450.888 450.889Alíquota 25% 9% 25% 9% 25% 9% 25% 9%Tributos (93.683) (33.726) (112.722) (40.580) (97.057) (35.520) (112.722) (40.580)Incentivos fiscais 3.150 – 3.235 – 3.150 – 3.235 –Ajuste de anos anteriores (P&D) 533 192 – – 533 192 – –Outros 24 – 24 – 207 – 24 –Total da despesa com tributos (89.976) (33.534) (109.463) (40.580) (93.167) (35.328) (109.463) (40.580)Alíquota efetiva 21,3% 8,0% 21,5% 8,0% 21,8% 8,3% 21,5% 8,0%

9. TRIBUTOS A RECUPERAR

Os tributos a recuperar classificados no ativo não circulante referem-se aos benefícios fiscais gerados pelas incorporações dos ágios das controladoras AES Gás Ltda., AES Tietê Participações S.A. e AES Brazilian Energy Holdings S.A. e estão registrados de acordo com os conceitos das Instruções CVM 319/99 e 349/01.

Os ágios e as correspondentes provisões são amortizados pelo prazo de concessão da Companhia, de acordo com a curva de expectativa de

rentabilidade futura estabelecida pela ANEEL, através do Ofício 87, de 16 de janeiro de 2004.

Os registros contábeis mantidos para fins societários e fiscais da Companhia apresentam contas específicas relacionadas com o ágio incorporado,

provisão para reserva especial de ágio, no patrimônio líquido, e amortização, reversão e crédito fiscal correspondentes, no resultado do exercício.

Em 31 de dezembro de 2017 e 2016, os saldos estavam assim representados:

Consolidado

2017 2016

Ágio Provisão Valor Líquido Valor Líquido

AES Brazilian Energy Holdings Ltda.Saldos oriundos da incorporação 319.564 (210.912) 108.652 108.652Amortização acumulada (69.169) 45.651 (23.518) (12.197)Subtotal 250.395 (165.261) 85.134 96.455AES Gás Ltda.Saldos oriundos da incorporação 808.304 (541.564) 266.740 266.740Amortização acumulada (657.884) 440.395 (217.489) (210.939)Subtotal 150.420 (101.169) 49.251 55.801AES Tietê Participações S.A.Saldos oriundos da incorporação 82.420 (54.397) 28.023 28.023Amortização acumulada (63.193) 41.707 (21.486) (20.614)Subtotal 19.227 (12.690) 6.537 7.409Total 420.042 (279.120) 140.922 159.665

A movimentação dos tributos a recuperar é como segue:

Saldo em 31 de dezembro de 2015 179.860Amortização (60.195)Reversão 40.000Saldo em 31 de dezembro de 2016 159.665Amortização (55.866)Reversão 37.123Saldo em 31 de dezembro de 2017 140.922

A amortização do ágio traz impacto nulo no resultado da Companhia, visto que a amortização, a reversão da provisão e o benefício fiscal ocorrem

no mesmo momento. Somente há impacto de caixa devido à redução no pagamento do imposto de renda e contribuição social.

O montante de benefício fiscal já utilizado pela Companhia e, portanto, disponível para capitalização é de R$40.075 em 31 de dezembro de 2017

(R$20.773 em 31 de dezembro de 2016). A Companhia atualiza o montante do benefício fiscal disponível para capitalização ao término de cada

exercício social, quando da apuração final do imposto de renda e contribuição social a pagar, levando em consideração a redução efetiva dos

tributos pagos.




Companhia Aberta

10. CAUÇÕES E DEPÓSITOS VINCULADOS


2017 2016 2017 2016

CIRCULANTEGarantias de compromissos contratuais 678 643 678 643Garantias de financiamento (i) – – 6.878 –Subtotal 678 643 7.556 643NÃO CIRCULANTEGarantias de financiamento (i) – – 75.629 –Cauções e depósitos vinculados (nota 20.1) 7.218 4.465 7.218 4.465Garantias de compromissos contratuais (ii) 130.785 – 130.785 –Subtotal 138.003 4.465 213.632 4.465Total 138.681 5.108 221.188 5.108(i) Com a finalidade de garantir os pagamentos das obrigações do contrato de financiamento celebrado entre o Complexo Eólico Alto Sertão II

e o BNDES, foi firmado “Contrato de direitos creditórios, administração de contas e outras avenças”, obrigando o Complexo Eólico Alto Sertão II a manter em conta vinculada as seguintes contas reservas, durante todo o prazo de vigência do contrato de financiamento: (a) Reservas de O&M, que deverá ser mantida com finalidade de garantir os pagamentos das obrigações dos contratos de operação e manutenção; (b) Reservas especiais individuais de titularidade de cada um dos parques, destinada a receber a totalidade dos recursos excedentes advindos das contas centralizadoras mantidas com o banco e não movimentável; (c) Reserva Banco do Brasil, Reserva BNDES e Reserva debêntures, destinando-se ao pagamento das prestações de amortização de principal e dos acessórios.

Em 31 de dezembro de 2017, as contas vinculadas mencionadas acima nos itens (a), (b) e (c) devem possuir saldo no montante equivalente a três meses do serviço da dívida. Os saldos referem-se basicamente a aplicações financeiras de fundo de investimentos, com rentabilidade média de 97,03% do CDI, cuja aplicação somente poderá ser movimentada mediante autorização expressa dos credores.

(ii) Em 03 de agosto de 2017, houve a conclusão da aquisição do controle da Nova Energia, conforme detalhado na nota explicativa nº 4.1. A assinatura entre as partes do Memorando de Fechamento da referida aquisição teve como condição precedente o depósito de garantias para litígios, earn-out e indenização geral dos vendedores, nos montantes atualizados até 31 de dezembro de 2017 de R$59.265, R$51.089 e R$20.431, respectivamente.

Os saldos referem-se basicamente a aplicações financeiras em fundo de investimentos, com rentabilidade média de 100,76% do CDI, cuja aplicação somente poderá ser movimentada mediante autorização expressa dos vendedores.

11. INVESTIMENTOS

Controladora

2017

Participações societárias permanentes: Avaliadas pelo método de equivalência patrimonial 634.623 Direito de exploração de autorização decorrente de combinação de negócios 27.773 Ajustes a valor justo do investimento adquirido 82.826Total 745.222

A movimentação dos investimentos no exercício findo em 31 de dezembro de 2017 é como segue:

Movimentação dos investimentos Nova Energia Boa Hora Tietê Integra Total

Saldo em 31 de dezembro de 2016 – – – –Equivalência patrimonial 8.464 – 290 8.754Direitos contratuais (nota 13) – 60.000 – 60.000Amortização dos direitos contratuais (nota 13) – (711) – (711)Direito de exploração e autorização (nota 13) – 15.000 – 15.000Amortização do direito de exploração e autorização (nota 13) – (112) – (112)Aumento de capital (i), (ii) e (iii) 49.652 64.850 5.000 119.502Acervo líquido adquirido (nota 4.1) 432.190 – – 432.190Intangível gerado na combinação de negócios (nota 4.1 e 13) 27.946 – – 27.946Amortização do Intangível gerado na combinação de negócios (nota 13) (173) – – (173)Ativos e passivos avaliados ao seu valor justo em combinação de negócios (nota 4.1) 85.840 – – 85.840Amortização da mais valia em combinação de negócios (3.014) – – (3.014)Saldo em 31 de dezembro de 2017 600.905 139.027 5.290 745.222(i) Em agosto e dezembro de 2017, foram aprovados aumentos de capital na controlada Nova Energia, no montante total de R$49.652,

sem emissão de novas ações, com a finalidade assunção de dívidas das SPE’s do Complexo Alto Sertão II.(ii) Em dezembro de 2017, foi integralizado o capital social no montante de R$64.850 nas controladas Boa Hora 1, Boa Hora 2 e Boa Hora 3,

com a finalidade de financiar a construção de subestação de energia.(iii) Com o objetivo de prover recursos para viabilizar a venda e implementação dos projetos e serviços em soluções de energia, bem como

assegurar o capital de giro necessário para início das atividades da controlada Tietê Integra, a Companhia efetuou aporte de capital no montante de R$5.000. Em contrapartida, a controlada Tietê Integra emitiu 5.000.000 de novas quotas, com preço de emissão de R$1,00 cada, subscritas e integralizadas pela Companhia.

As principais informações sobre as controladas estão apresentadas abaixo:

AES Tietê Integra Nova Energia Boa Hora (i)

Quantidade de quotas do capital social 5.000.100 – –Quantidade de ações do capital social – 596.756.905 6.790.427.691Percentual de participação 100% 100% 100%Valor do capital social 5.000 593.684 67.904Valor do patrimônio líquido 5.290 490.306 64.850Lucro líquido do exercício 290 8.464 –(i) Referem-se às controladas diretas Boa Hora 1, Boa Hora 2 e Boa Hora 3.

12. IMOBILIZADO

a) A composição do ativo imobilizado é a seguinte:

Controladora

2017 2016

Taxas médias anuais de

depreciação (%) (ii) CustoDepreciação acumulada

Saldo líquido

Saldo líquido

Terrenos – 411.781 – 411.781 407.783Reservatórios, barragens e adutoras 3,2% 2.906.481 (1.847.084) 1.059.397 1.126.468Edificações, obras civis e benfeitorias 2,3% 669.088 (466.839) 202.249 197.953Máquinas e equipamentos 3,5% 2.025.232 (760.880) 1.264.352 1.212.671Veículos 13,7% 8.502 (6.429) 2.073 3.073Móveis e utensílios e outros 6,6% 6.517 (3.659) 2.858 1.502Imobilizado em serviço 6.027.601 (3.084.891) 2.942.710 2.949.450Imóveis destinados a uso futuro 2.099 – 2.099 2.099Imobilizado em curso (i) 87.274 – 87.274 141.939Bens vinculados às concessão e autorizações 6.116.974 (3.084.891) 3.032.083 3.093.488Obrigações especiais (4.781) – (4.781) (4.781)Equipamentos de informática (Arrendamento financeiro) 25,0% 1.568 (819) 749 600Total Imobilizado 6.113.761 (3.085.710) 3.028.051 3.089.307

Consolidado

2017 2016

Taxas médias anuais de

depreciação (%) (ii) CustoDepreciação acumulada

Saldo líquido

Saldo líquido

Terrenos – 414.284 – 414.284 407.783Reservatórios, barragens e adutoras 3,2% 2.906.481 (1.847.084) 1.059.397 1.126.468Edificações, obras civis e benfeitorias 2,3% 717.608 (467.707) 249.901 197.953Máquinas e equipamentos 4,1% 3.678.930 (795.968) 2.882.962 1.212.671Veículos 13,7% 8.502 (6.429) 2.073 3.073Móveis e utensílios e outros 6,6% 6.535 (3.659) 2.876 1.502Imobilizado em serviço 7.732.340 (3.120.847) 4.611.493 2.949.450Imóveis destinados a uso futuro 2.099 – 2.099 2.099Imobilizado em curso (i) 112.582 – 112.582 141.939Bens vinculados às concessão e autorizações 7.847.021 (3.120.847) 4.726.174 3.093.488Obrigações especiais (4.781) – (4.781) (4.781)Equipamentos de informática (Arrendamento financeiro) 25,0% 1.568 (819) 749 600Total Imobilizado 7.843.808 (3.121.666) 4.722.142 3.089.307(i) O saldo de imobilizado em curso é composto, principalmente, por gastos com a modernização em algumas de suas unidades geradoras e

almoxarifado dos Parques eólicos. Esses ativos serão classificados como imobilizado em serviço assim que entrarem e/ou retornarem para suas operações.

(ii) A taxa média é calculada considerando o saldo inicial, as adições e as baixas realizadas durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2017.

(b) Movimentação do ativo imobilizado A movimentação do ativo imobilizado nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016 é como segue:

Controladora

Terrenos (i)

Reservatórios, barragens e adutoras

Edificações, obras civis e benfeitorias

Máquinas e equipamentos Veículos

Equipamentos de informática, móveis e utensílios e outros Em curso

Obrigações especiais e imóveis destinados

a uso futuro Subtotal Depreciação Total líquido

Saldo em 31 de dezembro de 2015 407.783 2.881.635 651.069 1.788.812 8.456 6.701 161.789 (2.682) 5.903.563 (2.758.205) 3.145.358 Adições – – – – – 129 100.377 – 100.506 (167.216) (66.710) Baixas – (703) – (2.243) – (38) – – (2.984) 2.317 (667) Transferências – 9.229 640 121.638 46 – (120.227) – 11.326 – 11.326Saldo em 31 de dezembro de 2016 407.783 2.890.161 651.709 1.908.207 8.502 6.792 141.939 (2.682) 6.012.411 (2.923.104) 3.089.307 Adições – – – – – – 103.118 – 103.118 (165.320) (62.202) Baixas – (1.303) (30) (890) – (771) – – (2.994) 2.714 (280) Transferências 2.396 19.654 17.440 116.229 – 2.064 (157.783) – – – – Outras mutações - Reclassificações entre contas (nota 13) 1.602 (2.031) (31) 1.686 – – – – 1.226 – 1.226Saldo em 31 de dezembro de 2017 411.781 2.906.481 669.088 2.025.232 8.502 8.085 87.274 (2.682) 6.113.761 (3.085.710) 3.028.051

Consolidado

Terrenos (i)

Reservatórios, barragens e adutoras

Edificações, obras civis e benfeitorias

Máquinas e equipamentos Veículos

Equipamentos de informática, móveis e utensílios e outros Em curso

Obrigações especiais e imóveis destinados

a uso futuro Subtotal Depreciação Total líquido

Saldo em 31 de dezembro de 2015 407.783 2.881.635 651.069 1.788.812 8.456 6.701 161.789 (2.682) 5.903.563 (2.758.205) 3.145.358 Adições – – – – – 129 100.377 – 100.506 (167.216) (66.710) Baixas – (703) – (2.243) – (38) – – (2.984) 2.317 (667) Transferências – 9.229 640 121.638 46 – (120.227) – 11.326 – 11.326Saldo em 31 de dezembro de 2016 407.783 2.890.161 651.709 1.908.207 8.502 6.792 141.939 (2.682) 6.012.411 (2.923.104) 3.089.307 Adições – – – 479 – – 104.085 – 104.564 (201.277) (96.713) Baixas – (1.303) (31) (890) – (771) (394) – (3.389) 2.715 (674) Transferências 2.396 19.654 17.440 116.229 – 2.064 (157.783) – – – – Outras mutações - Reclassificações entre contas 1.602 (2.031) (31) 1.686 – – – – 1.226 – 1.226 Ajuste a valor justo em combinação de negócios (nota 4.1) – – – 136.767 – – (8.568) – 128.199 – 128.199 Efeito da aquisição (nota 4.1) 2.503 – 48.521 1.516.452 – 18 33.303 – 1.600.797 – 1.600.797Saldo em 31 de dezembro de 2017 414.284 2.906.481 717.608 3.678.930 8.502 8.103 112.582 (2.682) 7.843.808 (3.121.666) 4.722.142(i) Saldo líquido da provisão para redução ao provável valor de realização do ativo.

(c) Dos bens vinculados à concessão e autorizações Os bens e as instalações utilizados na geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia, e que são vinculados à concessão,

não podem ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. Em 31 de dezembro de 2017 os ativos da Companhia que possuem essas características, são:


2017 2016 2017 2016

Concessão 2.982.746 3.043.171 2.982.746 3.043.171Autorizações 47.238 48.218 1.741.329 48.218Imóveis destinados a uso futuro 2.099 2.099 2.099 2.099Total 3.032.083 3.093.488 4.726.174 3.093.488

(d) Obrigações especiais (valor originário da cisão da CESP) Referem-se às contribuições recebidas do consumidor para possibilitar a execução de empreendimentos necessários ao atendimento de pedidos

de fornecimento de energia elétrica, e sua eventual liquidação ocorrerá de acordo com determinações do Poder Concedente.(e) Contrato de concessão Em 20 de dezembro de 1999, foi firmado o contrato de concessão nº 92/99 (ANEEL - Tietê) com o objeto da produção e comercialização de energia

elétrica, na condição de Produtor Independente, por meio das centrais geradoras descritas na nota explicativa nº 1 e das instalações de transmissão de interesse restrito a essas centrais geradoras.

O prazo de vigência do referido contrato é de 30 anos, contado a partir da data de sua assinatura, o qual poderá ser prorrogado mediante requerimento que deve ser apresentado ao Poder Concedente em até 36 meses antes do término do prazo do contrato. A ANEEL deverá se manifestar sobre o requerimento da prorrogação até o 18º mês anterior ao término do prazo da concessão. O deferimento do requerimento levará em consideração o cumprimento dos requisitos de exploração adequada.

O contrato de concessão estabelece que a energia elétrica seja comercializada pela Concessionária, tendo em vista sua condição de Produtor Independente, observadas as condições estabelecidas no contrato de concessão e na legislação específica.

Além disso, o contrato de concessão estabeleceu encargos relacionados ao cumprimento dos termos do contrato; do Edital de Privatização; da legislação sobre a exploração de potenciais hidráulicos; à manutenção das operações; dos equipamentos das usinas e de pessoal técnico apropriado; bem como observar as regulamentações setoriais, ambientais (obrigação de reflorestamento, preservação das margens, povoamento de peixes, entre outros) e a legislação vigente aplicáveis à Companhia, de modo a assegurar a continuidade, regularidade e eficiência da exploração dos aproveitamentos hidrelétricos.

Especificamente sobre o termo final do contrato, a subcláusula 2ª da cláusula 11 do contrato de concessão estabelece que no advento deste termo, os bens e as instalações vinculados à produção independente de energia elétrica nos aproveitamentos hidrelétricos passarão a integrar o patrimônio da União, mediante indenização dos investimentos realizados ainda não amortizados, desde que autorizados e apurados por fiscalização da ANEEL.

Em 23 de março de 2016, foi firmado o 1º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 92/1999 que teve por objetivo transferir o Contrato de Concessão nº 92/1999-ANEEL para a AES Tietê Energia S.A. nos termos aprovados pela Resolução Autorizativa nº 5.433, de 25 de agosto de 2015.

É entendimento dessa Administração, baseada na avaliação de seus consultores jurídicos, de que o valor residual dos bens não amortizados (inclusive dos terrenos, que não são depreciados ao longo do período da concessão), sejam eles vinculados ao denominado “Projeto Básico”, ou advindos de investimentos posteriores, serão substancialmente indenizados pelo Poder Concedente, em caso de finalização do Contrato de Concessão.

(f) Autorizações Em relação aos bens e instalações vinculados à produção de energia elétrica das PCHs, a Companhia entende que no final do prazo destas

autorizações, não havendo prorrogação, as mesmas passarão a integrar o patrimônio da União, mediante indenização dos investimentos realizados e ainda não amortizados, apurada por fiscalização da ANEEL. Desta forma, nenhuma obrigação relacionada à retirada destes bens foi registrada no balanço da Companhia.

13. INTANGÍVEL

A composição da conta intangível é a seguinte:

Controladora

2017 2016

Taxas médias anuais de amortização (%) Custo

Amortização acumulada

Saldo líquido

Saldo líquido

Uso do bem público 3,7% 73.174 (40.891) 32.283 34.973Software e outros intangíveis 20,0% 39.278 (29.285) 9.993 20.878

112.452 (70.176) 42.276 55.851

Consolidado

2017 2016

Taxas médias anuais de amortização (%) Custo

Amortização acumulada

Saldo líquido

Saldo líquido

Uso do bem público 3,7% 73.174 (40.891) 32.283 34.973Intangível gerado na combinação de negócios (i) (Nota 11) 3,5% 27.946 (173) 27.773 –Direitos contratuais (ii) (Nota 11) 5,0% 60.000 (711) 59.289 –Direito de exploração de autorização (ii) (Nota 11) 3,0% 15.000 (112) 14.888 –Software e outros intangíveis 20,0% 39.278 (29.285) 9.993 20.878

215.398 (71.172) 144.226 55.851(i) Corresponde ao direito de exploração de autorização decorrente de combinação de negócios do Complexo Eólico Alto

Sertão II, que será amortizado com base no prazo remanescente de autorização. A alocação deste intangível é preliminar e encontra-se em revisão para a determinação do valor justo dos ativos identificáveis adquiridos e passivos assumidos. A Companhia espera concluir estes estudos nos próximos meses. (vide nota explicativa nº 4).

(ii) Referem-se à aquisição do direito dos contratos de Leilão de Energia de Reserva (LER), no montante de R$60.000 e ao direito de autorização de geração, no montante de R$15.000, totalizando um montante de R$75.000 (vide nota explicativa nº 4.2), amortizados com base no prazo dos contratos de leilão de energia e no prazo remanescente de autorização.

Estes valores foram definidos com base em modelos de “valuation” considerando as informações e condições constates nos contratos de leilão e nos contratos de autorização de geração de energia.

O uso do bem público (UBP) compreende o direito de operar como concessionária de uso do bem público na produção e comercialização de energia elétrica, na condição de Produtor Independente de Energia, conforme contrato de concessão assinado em 20 de dezembro de 1999, o qual tem prazo de vigência de 30 anos e foi pago no período de 2000 a 2004, sendo os valores pagos registrados como um ativo intangível relacionado à concessão. A amortização deste ativo é feita pelo método linear durante o prazo de vigência do contrato de concessão.

A movimentação do intangível nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016 é como segue:

Controladora

Uso do Bem Público

Outros ativos intangíveis

TotalEm curso Em serviço

Saldo em 31 de dezembro de 2015 37.663 15.806 21.796 75.265Adição – 619 – 619Amortização (2.690) – (6.017) (8.707)Transferências – (15.893) 4.567 (11.326)Saldo em 31 de dezembro de 2016 34.973 532 20.346 55.851Adição – 927 – 927Amortização (2.690) – (6.587) (9.277)Transferências – (532) 532 –Baixas – – (3.999) (3.999)Outras mutações - Reclassificações entre contas (nota 12) – – (1.226) (1.226)Saldo em 31 de dezembro de 2017 32.283 927 9.066 42.276

Consolidado

Uso do Bem Público

Direitos contratuais

Direito de exploração

de autorização

Intangível gerado na

combinação de negócios

Outros ativos intangíveis

TotalEm curso Em serviço

Saldo em 31 de dezembro de 2015 37.663 – – – 15.806 21.796 75.265Adição – – – – 619 – 619Amortização (2.690) – – – – (6.017) (8.707)Transferências – – – – (15.893) 4.567 (11.326)Saldo em 31 de dezembro de 2016 34.973 – – – 532 20.346 55.851Adições – 60.000 15.000 27.946 927 – 103.873Amortização (2.690) (711) (112) (173) – (6.587) (10.273)Transferências – – – – (532) 532 –Baixas – – – – – (3.999) (3.999)Outras mutações - Reclassificações entre contas (nota 12) – – – – – (1.226) (1.226)Saldo em 31 de dezembro de 2017 32.283 59.289 14.888 27.773 927 9.066 144.226

14. FORNECEDORES

A composição da conta de fornecedores é a seguinte:


2017 2016 2017 2016

CIRCULANTERebaixamento hidrelétrico - GSF(i) 711.048 314.996 711.048 314.996Transações no mercado de curto prazo – 29.383 – 29.383Energia elétrica comprada para revenda (ii) 25.245 10.533 28.634 10.533Encargo de uso do sistema de transmissão - TUST 9.133 9.741 10.577 9.741Encargo de uso do Sistema de Distribuição para as geradoras - TUSDg 2.315 2.276 2.315 2.276Subtotal 747.741 366.929 752.574 366.929Materiais e Serviços 53.545 44.826 90.030 44.826Materiais e Serviços - partes relacionadas - nota nº 30.1 121 27 501 27Total 801.407 411.782 843.105 411.782(i) Este saldo é composto por valores efetivamente divulgados nas liquidações fornecidas pela CCEE, e têm sido quitados tendo em vista os

efeitos da liminar obtida na discussão do denominado Rebaixamento Energético (GSF). O valor total informado pela CCEE (principal) é de R$676.462 (R$289.881 em 31 de dezembro de 2016). Contudo, como a discussão encontra-se em andamento, a Companhia não reconheceu este ganho em seu resultado, sendo o valor em discussão registrado como obrigação na rubrica Fornecedores quando do seu recebimento através de liquidações da CCEE - para maiores detalhes vide nota explicativa nº 32.3 (c.2). Adicionalmente a Companhia corrige mensalmente o principal pela variação do IGP-M, reconhecendo assim em seu resultado financeiro de 2017 uma despesa com atualização monetária de R$9.471 (vide nota explicativa nº 29). O montante estimado total atualizado até 31 de dezembro de 2017 corresponde a R$711.048 (R$314.996 em 31 de dezembro de 2016).

(ii) A Companhia e suas controladas contrataram 14 cartas de fiança no valor de R$69.370 e 14 seguros garantia no valor de R$39.022, totalizando uma importância segurada de R$108.392, com custo de 0,25% a 4,57% a.a. Os valores referentes às garantias estão registrados como despesas pagas antecipadamente. Estas garantias têm como objetivo principal cumprir exigências de compra de energia elétrica, principalmente no MRE e mercado de curto prazo (SPOT).

15. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS A PAGAR

15.1 Imposto de renda e contribuição social a pagar


CIRCULANTE 2017 2016 2017 2016

FederaisImposto de renda 30.261 44.315 33.050 44.315Contribuição social – 4.905 1.600 4.905Total 30.261 49.220 34.650 49.220

A Companhia e suas controladas Tietê Integra, Nova Energia e Tietê Eólica são tributadas pelo regime de lucro real. No que se refere à forma de pagamento de imposto de renda e contribuição social, a Companhia efetuou os recolhimentos das antecipações mensais com base na estimativa e o recolhimento relativo ao exercício findo em 31 de dezembro de 2017 pelo balancete de suspensão integralmente em janeiro de 2018. A controlada Tietê Integra, utilizando-se da apuração com base no balancete de redução, apurou lucro real de R$784 e efetuará pagamento relativo a imposto de renda e contribuição social desse exercício em aproximadamente R$242. A controlada indireta Tiete Eólica, apurou prejuízo fiscal e não foi necessário efetuar pagamentos. A controlada Nova Energia não apurou resultado fiscal e não efetuou pagamentos.

A apuração do imposto de renda e da contribuição social das SPEs adquiridas é feita com base no regime tributário do lucro presumido. A Companhia espera continuar com a adoção deste regime para apuração do imposto de renda e da contribuição social de suas SPEs.

Durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2017 e 2016, a Companhia e suas controladas efetuaram os seguintes pagamentos de imposto de renda e contribuição social:


2017 2016 2017 2016

CIRCULANTERecolhimentos por estimativa 61.152 54.670 61.152 54.670Pagamento da cota de ajuste anual 35.090 292.155 35.090 292.155Lucro presumido – – 4.729 –Pagamentos relativos a IRRF 19.174 12.091 19.217 12.091Total 115.416 358.916 120.188 358.916

15.2 Outros tributos a pagar


CIRCULANTE 2017 2016 2017 2016

PIS e Cofins 469 – 2.459 –IRRF a recolher 130 8.872 155 8.872FGTS 623 553 629 553INSS 2.274 2.052 2.403 2.052Outros 592 390 829 390Subtotal 4.088 11.867 6.475 11.867EstaduaisICMS 2.365 1.857 2.423 1.857Subtotal 2.365 1.857 2.423 1.857MunicipaisISS 819 460 928 460

819 460 928 460Total 7.272 14.184 9.826 14.184




Companhia Aberta

16. EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E DEBÊNTURES

16.1 Os saldos de debêntures não conversíveis, empréstimos, financiamentos e arrendamentos financeiros são compostos da seguinte forma:

Controladora

2017

Circulante Não CirculanteTotal circulante +

não circulanteInstituições Financeiras/Credores Vencimento Taxa Efetiva (i) Encargos Principal Custos a amortizar Total Principal Custos a amortizar Total

DebênturesDebêntures - 4ª Emissão (3ª Série) 2020 IPCA + 10,09% 962 – (3.685) (2.723) 332.184 (8.495) 323.689 320.966Debêntures - 5ª Emissão 2023 IPCA + 7,28% 444 – (881) (437) 185.308 (4.875) 180.433 179.996Debêntures - 6ª Emissão (1ª Série) 2022 CDI + 1,14% 11.134 – (1.101) 10.033 682.380 (3.953) 678.427 688.460Debêntures - 6ª Emissão (2ª Série) 2024 IPCA + 6,97% 4.314 – (338) 3.976 322.595 (2.116) 320.479 324.455Subtotal 16.854 – (6.005) 10.849 1.522.467 (19.439) 1.503.028 1.513.877Empréstimos e financiamentosNota promissória - 3ª Emissão 2018 CDI + 1,54% 44.468 900.000 (797) 943.671 – – – 943.671Arrendamento financeiro 8,39 % a 15,64 % – 450 – 450 406 – 406 856Subtotal 44.468 900.450 (797) 944.121 406 – 406 944.527Total da dívida 61.322 900.450 (6.802) 954.970 1.522.873 (19.439) 1.503.434 2.458.404

Consolidado

2017


não circulanteInstituições Financeiras / Credores Vencimento Taxa Efetiva (i) Encargos Principal Custos a amortizar Total Principal Custos a amortizar Total

DebênturesDebêntures - 4ª Emissão (3ª Série) 2020 IPCA + 10,09% 962 – (3.685) (2.723) 332.184 (8.495) 323.689 320.966Debêntures - 5ª Emissão 2023 IPCA + 7,28% 444 – (881) (437) 185.308 (4.875) 180.433 179.996Debêntures - 6ª Emissão (1ª Série) 2022 CDI + 1,14% 11.134 – (1.101) 10.033 682.380 (3.953) 678.427 688.460Debêntures - 6ª Emissão (2ª Série) 2024 IPCA + 6,97% 4.314 – (338) 3.976 322.595 (2.116) 320.479 324.455Debêntures - 1ª Emissão (1ª série) - Tietê Eólica 2025 IPCA + 7,61% a.a. 234 1.201 – 1.435 86.246 – 86.246 87.681Debêntures - 1ª Emissão (2ª Série) - Tietê Eólica 2025 IPCA + 7,87% a.a. 219 2.310 – 2.529 80.367 – 80.367 82.896Subtotal 17.307 3.511 (6.005) 14.813 1.689.080 (19.439) 1.669.641 1.684.454Empréstimos e financiamentosNota promissória - 3ª Emissão 2018 CDI + 1,54% 44.468 900.000 (797) 943.671 – – – 943.671Repasse BNDES - Tietê Eólica 2031 TJLP + 2,88% a.a. 2.520 38.050 – 40.570 652.477 – 652.477 693.047Repasse BNDES (Banco do Brasil) - Tietê Eólica 2031 TJLP + 2,60% a.a. 925 13.688 – 14.613 248.093 – 248.093 262.706BNDES (Subcrédito Social) - Tietê Eólica 2031 TJLP 24 235 – 259 4.628 – 4.628 4.887Arrendamento financeiro 8,49 % a 15,64 % – 450 – 450 406 – 406 856Subtotal 47.937 952.423 (797) 999.563 905.604 – 905.604 1.905.167Total da dívida 65.244 955.934 (6.802) 1.014.376 2.594.684 (19.439) 2.575.245 3.589.621


2016


não circulanteInstituições Financeiras / Credores Vencimento Taxa Efetiva (i) Encargos Principal Custos a amortizar Total Principal Custos a amortizar Total

DebênturesDebêntures - 2ª Emissão 2019 CDI + 1,50 % 8.701 165.983 (2.425) 172.259 332.017 (2.003) 330.014 502.273Debêntures - 3ª Emissão 2020 114,61% do CDI 11.951 – (1.596) 10.355 300.000 (2.237) 297.763 308.118Debêntures - 4ª Emissão (2ª Série) 2018 CDI + 2,35% 971 74.371 (985) 74.357 74.371 (514) 73.857 148.214Debêntures - 4ª Emissão (3ª Série) 2020 IPCA + 10,09% 1.143 – (2.376) (1.233) 322.987 (8.580) 314.407 313.174Debêntures - 5ª Emissão 2023 IPCA + 7,28% 544 – (821) (277) 180.177 (5.757) 174.420 174.143Subtotal 23.310 240.354 (8.203) 255.461 1.209.552 (19.091) 1.190.461 1.445.922Arrendamento financeiro 8,49 % a 15,64 % – 315 – 315 333 – 333 648Subtotal – 315 – 315 333 – 333 648Total da dívida 23.310 240.669 (8.203) 255.776 1.209.885 (19.091) 1.190.794 1.446.570

(i) A taxa efetiva de juros difere da taxa contratual, pois são considerados os custos de transação incorridos na emissão da dívida. Os custos de transação incorridos na captação de recursos junto a terceiros são apropriados ao resultado do exercício pelo prazo da dívida que os originaram, por meio do método do custo amortizado. A utilização do método do custo amortizado resulta no cálculo e apropriação de encargos financeiros

com base na taxa efetiva de juros em vez da taxa de juros contratual do instrumento. Os recursos obtidos por meio da 6ª emissão de debêntures foram destinados integralmente ao resgate antecipado facultativo total da 2ª e 3ª Emissão de Debêntures e da 2ª série da 4ª Emissão de Debêntures, com o consequente pagamento de prêmio de resgate antecipado no montante de R$7.639

(vide nota explicativa nº 29). O resgate antecipado facultativo total dessas dívidas foram necessários para readequação dos covenants financeiros das dívidas vigentes e, desta forma, estar em linha com a estratégia de crescimento da Companhia.16.2 A movimentação das debêntures, empréstimos, financiamentos e arrendamentos financeiros é como segue:


DebênturesEmpréstimos e financiamentos Total Debêntures

Empréstimos e financiamentos

Repasses BNDES Total

Saldo em 31 de dezembro de 2015 1.390.853 805 1.391.658 1.390.853 805 – 1.391.658Ingressos 180.000 129 180.129 180.000 129 – 180.129Encargos financeiros 187.047 78 187.125 187.047 78 – 187.125Variação monetária 19.959 – 19.959 19.959 – – 19.959Pagamento de principal (143.500) – (143.500) (143.500) – – (143.500)Pagamento de encargos financeiros (187.568) (364) (187.932) (187.568) (364) – (187.932)Diferimento custos de transação (10.449) – (10.449) (10.449) – – (10.449)Amortização custos de transação 9.580 – 9.580 9.580 – – 9.580Saldo em 31 de dezembro de 2016 1.445.922 648 1.446.570 1.445.922 648 – 1.446.570Efeto da aquisição – – – 173.651 – 956.928 1.130.579Ingressos 1.000.000 900.531 1.900.531 1.000.000 900.531 24.423 1.924.954Encargos financeiros 138.521 44.591 183.112 144.893 44.591 33.820 223.304Variação monetária 19.303 – 19.303 20.706 – 7.111 27.817Pagamento de principal (946.742) (446) (947.188) (950.926) (446) (21.559) (972.931)Pagamento de encargos financeiros (144.976) – (144.976) (151.641) – (40.083) (191.724)Diferimento custos de transação (12.316) (1.609) (13.925) (12.316) (1.609) – (13.925)Amortização custos de transação 14.165 812 14.977 14.165 812 – 14.977Saldo em 31 de dezembro de 2017 1.513.877 944.527 2.458.404 1.684.454 944.527 960.640 3.589.621

A conciliação entre o passivo decorrente da atividade de financiamento e o fluxo de caixa é conforme a seguir:


Empréstimos, financiamentos e debêntures

Dividendos e juros sobre o capital próprio a pagar Total

Empréstimos, financiamentos e debêntures

Dividendos e juros sobre o capital próprio a pagar Total

Saldo em 31 de dezembro de 2016 1.446.570 52.569 1.499.139 1.446.570 52.569 1.499.139- Itens que afetam o fluxo de caixaIngressos 1.900.000 – 1.900.000 1.924.423 – 1.924.423Pagamentos de principal (947.188) (357.623) (1.304.811) (972.931) (357.623) (1.330.554)Custo de empréstimos e debêntures (21.564) – (21.564) (21.564) – (21.564)Pagamento de encargos financeiros (i) (135.282) – (135.282) (182.030) – (182.030)Juros capitalizados (nota 29) (ii) (9.694) – (9.694) (9.694) – (9.694)- Itens que não afetam o fluxo de caixaEfeto da aquisição – – – 1.130.579 – 1.130.579Encargos de dívida (nota 29) 198.089 – 198.089 238.281 – 238.281Variação monetária 19.303 – 19.303 27.817 – 27.817Prêmio de resgate antecipado (nota 29 e 16.1) 7.639 – 7.639 7.639 – 7.639Arrendamento financeiro 531 – 531 531 – 531Destinação de dividendos – 317.300 317.300 – 317.300 317.300Precrição de dividendos – (600) (600) – (600) (600)Saldo em 31 de dezembro de 2017 2.458.404 11.646 2.470.050 3.589.621 11.646 3.601.267(i) Os encargos financeiros pagos são classificados como fluxos de caixa das atividades operacionais.(ii) Os juros capitalizados são classificados como fluxos de caixa das atividades de financiamento.

16.3 As principais características dos contratos de debêntures, empréstimos, financiamentos e arrendamentos financeiros estão descritas a seguir:

CompanhiaValor

Ingresso Data Emissão Descrição Taxa ContratualPagamento

de JurosAmortização do Principal Montante Vencimento Finalidade

Controladora 303.205 15 de dezembro de 2015 4ª Emissão (3ª série) IPCA + 8,43% Semestrais Única 332.184(i) Dezembro de 2020Modernizar e/ou recapacitar os

equipamentos das usinas.

Controladora 180.000 15 de dezembro de 2016 5ª Emissão Debêntures IPCA + 6,54% Anual Única92.654(i) Dezembro de 2022 Modernizar e/ou recapacitar os

equipamentos das usinas.92.654(i) Dezembro de 2023

Controladora 1.000.000 15 de abril de 2017

6ª Emissão (1ª série) CDI + 0,90% Semestrais Anual341.190 Abril de 2021

Pré-pagamento da 2ª e 3ª emissão de debêntures e da 2ª série

da 4ª emissão de debêntures

341.190 Abril de 2022

6ª Emissão (2ª série) IPCA + 6,78% Semestrais Anual161.298(i) Abril de 2023161.298(i) Abril de 2024

Controladora 900.000 26 de junho de 2017 3ª Emissão de Nota Promissória CDI + 1,35% No vencimento Única 900.000 Junho de 2018Reforço de capital de giro e aquisição

do Projeto Alto Sertão II

Controladora indireta(ii)

AES Tietê Eólica 1.044.100 15 de dezembro de 2014

Repasse BNDES TJLP + 2,88% a.a.

Mensal Mensal

690.527

Dezembro de 2031Financiamento dos parques

de Alto Sertão IIRepasse BNDES (Banco do Brasil) TJLP 261.781

BNDES (Subcrédito Social) TJLP + 2,60% a.a. 4.863Controladora indireta(ii)

AES Tietê Eólica 146.000 15 de dezembro de 2014 Debênture InfraestruturaIPCA + 7,61% a.a. (1ª série)

Semestral Semestral87.447

Dezembro de 2025Financiamento dos parques

de Alto Sertão IIIPCA + 7,87% a.a. (2ª série) 82.677(i) O saldo devedor é corrigido monetariamente pelo IPCA em uma base diária, sendo este montante incorporado ao saldo da dívida.(ii) Os empréstimos com o BNDES e as debêntures de infraestrutura possuem garantias de fiança, nos montantes de R$284.020 e R$146.000, respectivamente. Além disso, possuem penhor de máquinas e equipamentos do Complexo Alto Sertão II.

Arrendamentos financeiros - Referem-se a arrendamentos de equipamentos de informática e não contêm cláusulas sobre pagamentos contingentes, renovação, opção de compra ou que imponham restrições sobre pagamentos de dividendos e juros sobre capital próprio ou de limites em indicadores financeiros.

Em 12 de setembro de 2017 foi celebrado o terceiro aditamento da escritura da 3ª série da 4ª emissão de debêntures. A Escritura de Emissão foi alterada para prever que somente será considerado um Evento de Inadimplemento caso os índices financeiros em questão não sejam observados pela Companhia por 2 trimestres consecutivos. Além disso, foi realizada também a alteração dos parâmetros dos índices e limites financeiros, de forma que passem a valer como se segue:

(a) o índice obtido pela divisão da Dívida Líquida Financeira pelo EBITDA Ajustado não poderá ser superior a: (i) 3,5 vezes; ou (ii) 3,85 vezes caso, a partir de 3 de março de 2017, ocorra uma Aquisição de Ativos2, durante o período de 36 meses contados da data da efetiva conclusão da respectiva Aquisição de Ativos (inclusive) ou até a data de vencimento da 4ª Emissão, o que ocorrer primeiro. Cabe ressaltar que o período de 36 meses será sempre contado da data da efetiva conclusão da última Aquisição de Ativos realizada.

(b) O índice obtido pela divisão do EBITDA Ajustado pelas Despesas Financeiras (conforme definido na Escritura de Emissão) não poderá ser inferior a 1,5 vezes.

Adicionalmente, houve o pagamento de R$2.517 para a obtenção do 3º aditamento, somado aos custos de assessoria, no montante de R$1.411, totalizando um montante de R$3.928. Em consonância com o CPC 38, a Companhia avaliou que o valor pago está diretamente vinculado a estruturação do aditamento e, dessa forma, o custo referente à obtenção do aditamento foi diferido e amortizado pelo prazo de realização desta emissão. Como consequência, a taxa efetiva de juros sofreu uma alteração de 9,91% para 10,09%, somado ao IPCA.

Financiamento BNDES (Direto e Repasse Banco do Brasil) A controlada Tietê Eólica (nova denominação da Renova Eólica), com a interveniência de suas controladas, da sua controladora direta

Nova Energia e sua controladora indireta anterior, a Renova Energia, obteve financiamento no valor total de R$1.044.100 (contrato direto assinado em 4 de junho de 2014, no valor de R$734.020 e o contrato de repasse assinado com o Banco do Brasil, no valor de R$310.080).

O financiamento foi dividido em 16 Subcréditos, de “A” a “P”, sendo que a amortização dos mesmos a partir de setembro de 2017 tem as seguintes características: (i) os subcréditos A, C, D, E, F, G, I, J, M e P com 192 prestações mensais e sucessivas, apuradas de acordo com fórmula constante no contrato do financiamento, vencendo-se a primeira prestação em 15 de setembro de 2017 e a última em 15 de dezembro de 2031; e (ii) os subcréditos B, H, K, L, N e O tem 192 prestações mensais e sucessivas, cada uma delas no valor do principal vincendo da dívida, dividido pelo número de prestações de amortização ainda não vencidas, vencendo-se a primeira prestação em 15 de setembro de 2017 e a última em 15 de dezembro de 2030.

São garantias de todos os contratos do BNDES, bem como do Repasse do Banco do Brasil, o penhor de ações, a cessão fiduciária de direitos creditórios e emergentes, alienação fiduciária de bens, fiança bancária, e contas reserva no valor de 3 meses de serviço da dívida e 3 meses de operação e manutenção.

Debêntures de infraestrutura Em 15 de novembro de 2014, ocorreu a 1ª emissão de debêntures simples da controlada indireta Tietê Eólica, não conversíveis em ações,

com garantia real e com garantia adicional fidejussória, em duas séries (“Debêntures”), para distribuição pública, com esforços restritos de colocação, da Companhia, no valor total de R$146.000.

As Debêntures foram emitidas como debêntures de infraestrutura, tendo em vista o enquadramento dos empreendimentos como projetos prioritários, por meio das portarias expedidas pelo Ministério de Minas e Energia (MME). Os recursos das Debêntures foram destinados ao LER 2010 e LEN 2011 com o objetivo de complementar o financiamento do BNDES, para aquisição de ativos.

As amortizações das debêntures de primeira e segunda séries seguem o cronograma disposto na Escritura da Emissão, sendo que a amortização das debêntures da primeira série teve início em 15 de junho de 2015 com parcelas semestrais e consecutivas até 15 de dezembro de 2025 e a amortização das debêntures da segunda série tiveram início em 15 de dezembro de 2016 com parcelas semestrais e consecutivas até 15 de dezembro de 2025. O pagamento dos juros ocorre em parcelas semestrais, nos meses de junho e dezembro de cada ano.

Condições Restritivas As dívidas emitidas pela incorporada Renova Eólica com o BNDES contemplam cláusulas de condições restritivas, tais como restrição de

distribuição de dividendos: O Estatuto Social da controlada indireta Tietê Eólica prevê a distribuição de dividendo mínimo obrigatório de 25% do lucro líquido ajustado.

Adicionalmente, a controlada indireta Tietê Eólica obteve financiamentos do BNDES, repasse do Banco do Brasil e emitiu uma debênture de infraestrutura que contemplam restrições de não distribuir quaisquer recursos aos acionistas, diretos ou indiretos, e/ou a pessoas físicas e jurídicas integrantes do mesmo Grupo Econômico, acima de 25% do lucro líquido ajustado, salvo se: (i) expressamente autorizado pelo BNDES, Banco do Brasil ou debenturistas reunidos em AGD, ou se verificados itens como o acúmulo de R$60.000 na “Conta Reserva Especial da Holding”; (ii) verificada a conclusão do projeto; (iii) preenchidas as contas reservas referentes ao serviço da dívida e a conta reserva de O&M; (iv) atingido o ICSD mínimo de 1,30; (v) adimplemento das empresas do grupo econômico perante o Sistema BNDES; e (vi) geração mínima consolidada das centrais geradoras eólicas de 1.430.475 MWh no período de doze meses imediatamente anteriores à distribuição pretendida.

A Companhia e suas controladas acompanham estas condições restritivas, as quais foram atendidos em 31 de dezembro de 2017.16.4 Os valores relativos ao principal e custos a amortizar apresentam a seguinte composição de moeda e indexadores:


2017 2016 2017 2016

R$ % R$ % R$ % R$ %

Moeda nacionalCDI 1.637.982 65,92 936.982 65,83 1.637.982 45,30 936.982 65,83IPCA 845.807 34,04 485.630 34,12 1.016.384 28,11 485.630 34,12TJLP – – – – 960.640 26,57 – –Taxa fixa 856 0,04 648 0,05 856 0,02 648 0,05Total 2.484.645 100,00 1.423.260 100,00 3.615.862 100,00 1.423.260 100,002 Aquisição, pela Companhia, direta ou indiretamente, de qualquer participação societária. No caso de uma Aquisição de Ativos, o cálculo e a

verificação do Índice Financeiro deverá considerar o EBITDA Ajustado proforma do ativo adquirido, consolidado com o da Companhia, relativo aos 12 meses anteriores à data de liquidação da respectiva Aquisição de Ativos.

16.5 Em 31 de dezembro de 2017, as parcelas relativas ao principal das debêntures, arrendamentos financeiros e custos a amortizar, atualmente classificadas no passivo não circulante, têm os seguintes vencimentos:

DebênturesRepasses

BNDES

Repasses BNDES (Banco

do Brasil)

BNDES (Subcrédito

Social)Arrendamento

financeiroCustos a amortizar Total

R$ R$ R$ R$ R$ R$ R$

2019 6.311 39.107 14.125 247 364 (6.721) 53.4332020 366.177 40.620 14.846 263 42 (7.198) 414.7502021 377.047 42.267 15.632 278 – (2.605) 432.6192022 465.900 44.061 16.487 295 – – 526.7432023 275.611 46.013 17.410 313 – – 339.347Após 2023 198.034 440.409 169.593 3.232 – (2.915) 808.353

1.689.080 652.477 248.093 4.628 406 (19.439) 2.575.24516.6 Os indexadores utilizados para atualização das debêntures, empréstimos e financiamentos tiveram a seguinte variação:

2017 2016

CDI (i) 6,89% 13,63%TJLP (i) 7,00% 7,50%IPCA (ii) 2,54% 6,29%

(i) Índice do último dia útil do exercício(ii) Índice acumulado dos últimos 12 meses

16.7 Compromissos financeiros - “Covenants” Como forma de monitoramento da situação financeira da Companhia pelos credores envolvidos em contratos financeiros são utilizados covenants

financeiros nos contratos das debêntures, empréstimos e financiamentos. Conforme definido nos contratos, a Administração da Companhia mantém o acompanhamento dos seguintes índices financeiros:

(i) Capacidade de endividamento (endividamento líquido): mede o nível de endividamento líquido em relação ao EBITDA ajustado3 dos últimos 12 meses. Este índice deve ser inferior a 3,5 vezes, sendo que em caso de Aquisição de Ativos pela emissora, o índice assume como limite 3,85x durante o período de 36 meses ou até a data de vencimento, o que ocorrer primeiro. Em 31 de dezembro de 2017 este índice era de 2,50 vezes;

(ii) Capacidade de pagamento de juros: mede o EBITDA ajustado sobre despesa financeira dos últimos 12 meses. Este índice deve ser superior a 1,5 vezes. Em 31 de dezembro de 2017 este índice era de 4,45 vezes.

A não observância dos índices mencionados anteriormente por dois trimestres consecutivos, verificados trimestralmente, implica na possibilidade de antecipação do vencimento da dívida.

Os índices financeiros acima mencionados encontram-se integralmente cumpridos em 31 de dezembro de 2017. Adicionalmente, a Companhia também acompanha outros covenants qualitativos, os quais em 31 de dezembro de 2017 encontram-se atendidos.

O financiamento com BNDES e repasse do Banco do Brasil, estabelece que o índice ICSD (Índice de Cobertura do Serviço da Dívida) = [(geração de caixa da atividade + saldo final de caixa do ano anterior) / serviço da dívida] deve ser maior ou igual a 1,3 a ser calculado ao final de cada exercício social. Em 31 de dezembro de 2017, este índice está sendo integralmente cumprido.

17. OBRIGAÇÕES SOCIAIS E TRABALHISTAS


2017 2016 2017 2016

Encargos sobre folha de pagamento 1.589 1.391 1.622 1.391Folha de pagamento outros 145 17 181 17Férias 7.584 7.764 7.821 7.764Encargos sociais sobre férias e gratificações 2.767 2.819 2.850 2.819Participação nos lucros e resultados 8.588 8.742 8.816 8.742Bônus (i) 2.022 1.538 2.022 1.538Total Circulante 22.695 22.271 23.312 22.271Bônus (i) 346 154 346 154Total Não Circulante 346 154 346 154(i) Definido pela The AES Corporation, é um bônus diferido atrelado ao cumprimento de metas trienais. Representa 50% do ILP (Incentivo de

Longo Prazo) de cada Diretor (estatutário e não estatutário) e o pagamento é assumido localmente pela Companhia. O indicador de referência é o EBITDA. O critério de pagamento prevê valores diferenciados para atingimento parcial, total ou superação de metas. Os valores atribuídos passam a ser disponíveis da seguinte forma: 1/3 no primeiro ano, 1/3 no segundo ano e 1/3 no terceiro ano, pagando-se no início do 4° ano.

3 EBITDA ajustado - significa o somatório dos últimos doze meses (i) do resultado operacional conforme apresentado no demonstrativo contábil da Emissora na linha “Resultado antes dos tributos sobre o lucro” (excluindo as receitas e despesas financeiras); (ii) todos os montantes de depreciação e amortização; e (iii) todos os montantes relativos a despesas com entidade de previdência privada. No caso de uma aquisição de ativos, o cálculo e a verificação do índice financeiro deverá considerar o EBITDA Ajustado proforma do ativo adquirido, consolidado com o da Emissora, relativo aos 12 meses anteriores à data de liquidação da respectiva aquisição de ativos.




Companhia Aberta

18. OBRIGAÇÕES COM ENTIDADE DE PREVIDÊNCIA PRIVADA

A Companhia patrocina planos de benefícios suplementares de aposentadoria e pensão para seus empregados e ex-empregados e respectivos beneficiários. A FUNCESP é a principal entidade responsável pela administração dos planos de benefícios patrocinados pela Companhia.

A Companhia, através de negociações com os sindicatos representativos da categoria, reformulou o plano em 1997, tendo como característica principal o modelo misto, composto de 70% do salário real de contribuição como benefício definido, e 30% do salário real de contribuição como contribuição definida. Essa reformulação teve como objetivo equacionar o déficit técnico atuarial e diminuir o risco de futuros déficits.

O custeio do plano para a parcela de benefício definido (BD) é paritário entre a Companhia e os empregados. As taxas de custeio variam de 1,45% a 7,88%, conforme faixa salarial, e são reavaliadas periodicamente por atuário independente. O custeio da parcela de contribuição definida é baseado em percentual escolhido livremente pelo participante (de 1% a 100% sobre 30% do salário real de contribuição), com contrapartida da Companhia até o limite de 5% sobre a base de 30% de sua remuneração.

Em 31 de dezembro de 2017, a FUNCESP indicou um déficit no plano BD de R$2.763 (R$8.045 em 31 de dezembro de 2016). Não foi proposto plano para equacionamento, pois este resultado está abaixo do limite estabelecido pela Resolução CGPC nº 26/2008 (com a redação da Resolução CNPC nº 22/2015), que para o exercício de 2017 é de R$ 15.769.

Vale ressaltar que existem duas formas de apuração de resultados desse plano: a que a Companhia calcula para atendimento à Deliberação CVM nº 695/2012 e a calculada pelo administrador do plano (FUNCESP) para fins de atendimento às Resoluções do Conselho Nacional de Previdência Complementar - CNPC. Os números são diferentes, pois os cálculos seguem metodologias e premissas distintas.

O Benefício Suplementar Proporcional Saldado (BSPS) é garantido aos empregados participantes do plano de suplementação que aderiram anteriormente ao modelo implementado no momento da privatização da Companhia, e vierem a se desligar, mesmo sem estarem aposentados. Esse benefício assegura o valor proporcional da suplementação relativo ao período do serviço anterior à data da reformulação do novo plano de suplementação. O benefício será pago a partir da data em que o participante completar as carências mínimas previstas no regulamento do plano. Em 31 de dezembro de 2017, esse plano apresentou superávit técnico pela FUNCESP de R$ 22.157 (R$ 9.631 em 31 de dezembro de 2016).

Ao final do exercício de 2017, a Companhia procedeu à avaliação atuarial anual, realizada por atuários independentes, na qual foram revisadas todas as premissas para aquela data. A avaliação atuarial dos planos adotou o método da unidade de crédito projetado. O ativo líquido do plano de benefícios é avaliado pelo valor justo.

18.1 Ativos e passivos atuariais

Consolidado

2017 2016

Valor presente das obrigações atuariais 372.169 358.068Valor justo dos ativos do plano (368.215) (350.087)Total do passivo registrado 3.954 7.981

18.2 Movimentações do valor presente das obrigações atuariais

Consolidado

2017 2016

Valor presente das obrigações atuariais no início do exercício 358.068 278.262Custo dos serviços correntes 2.783 1.070Custo dos juros 36.677 32.438Contribuições dos empregados 1.565 2.259Benefícios pagos (21.786) (20.232)Perda (Ganho) atuarial (5.138) 64.271Valor presente das obrigações atuariais no final do exercício 372.169 358.068

18.3 Movimentações do valor justo dos ativos do plano

Consolidado

2017 2016

Valor dos ativos do plano no início do exercício 350.087 311.573Contribuição do empregador 1.361 1.397Ganho atuarial nos ativos do plano 1.013 18.397Contribuições dos empregados 1.565 2.259Rendimento esperado dos ativos do plano 35.975 36.693Benefícios pagos (21.786) (20.232)Valor justo dos ativos do plano no final do exercício 368.215 350.087

18.4 Despesas reconhecidas no resultado do exercício

Consolidado

2017 2016

Custo dos serviços correntes 2.783 1.070Custo dos juros 36.677 32.438Rendimento sobre o valor justo do ativo do plano (35.975) (36.693)Juros sobre o limite máximo de reconhecimento de ativo/passivo oneroso – 3.999Total das despesas benefício definido 3.485 814Contribuição definida 1.086 528Total da despesa no exercício 4.571 1.342

18.5 Movimentações do passivo registrado

Consolidado

2017 2016

Saldo no início do exercício 7.981 (207)Despesa do exercício conforme laudo atuarial 3.485 814Pagamentos de contribuições (1.361) (1.397)Ajuste de avaliação atuarial (remensurações) (6.151) 8.771Saldo no final do exercício 3.954 7.981

18.6 Movimentações das remensurações atuariais reconhecidas em outros resultados abrangentes

Consolidado

2017 2016

Saldo no início do exercício (4.984) 3.788Perda atuarial gerado pela taxa de desconto (16.620) (54.646)Ganho (perda) atuarial gerada pela experiência demográfica 21.757 (9.626)Ganho (perda) atuarial gerada pelo rendimento efetivo dos ativos do plano 1.013 18.397Ajuste do limite do reconhecimento do ativo – 37.103Saldo no final do exercício 1.166 (4.984)

18.7 Composição dos investimentos do plano por segmento

Distribuição dos investimentosLimite de alocação estabelecidos pelo Conselho Monetário Nacional2017 2016

Renda fixa 78,07% 83,52% até 100%Renda variável 14,35% 10,19% até 70%Empréstimos a participantes 1,39% 1,52% até 15%Investimentos estruturados 3,41% 1,57% até 20%Investimento no exterior 1,08% 1,52% até 10%Imóveis 1,70% 1,68% até 8%Total 100,00% 100,00%

18.8 Premissas atuariais utilizadas

2018 2017 2016

a) Premissas econômicas:a1) Determinação do passivo atuarial:Taxa de desconto nominal para a obrigação atuarial N/A 10,14% 10,56%Índice estimado de aumento nominal dos salários N/A 7,11% 7,11%Taxa estimada de inflação no longo prazo N/A 4,50% 4,50%Taxa nominal de reajuste de benefícios N/A 4,50% 4,50%a2) Determinação da despesa atuarial:Taxa de desconto nominal 10,14% 10,56% 12,08% a.a.Índice estimado de aumento nominal dos salários 7,11% 7,11% 6,59% a.a.Taxa estimada de inflação no longo prazo 4,50% 4,50% 4,50% a.a.Taxa nominal de reajuste de benefícios 4,50% 4,50% 4,50% a.a.b) Premissas demográficas:Tábua biométrica de mortalidade (passivo atuarial) N/A AT2000 AT-2000Tábua biométrica de mortalidade (despesa) AT2000 AT2000 AT-2000Tábua biométrica de entrada em invalidez N/A Light Fraca Light FracaTaxa de rotatividade esperada N/A EXPR 2012 EXPR 2012c) Expectativa de vida esperada para aposentadoria aos 65 anos N/A 19,55 19,55

18.9 Estimativa da despesa de benefício definido para o exercício de 2018

2018

Custo dos serviços correntes 3.118Custo dos juros 36.650Rendimento esperado dos ativos do plano (36.396)Total da despesa projetada para o exercício 3.372

18.10 Análise de sensibilidade das premissas atuariais Com a finalidade de verificar o impacto na obrigação atuarial, que em 31 de dezembro de 2017 era de R$372.169, a Companhia realizou análise

de sensibilidade das premissas atuariais considerando uma variação de 0,25%. O resultado da análise quantitativa em 31 de dezembro de 2017 está demonstrado abaixo.

Hipóteses

Índice estimado de aumento nominal

dos salários

Taxa nominal de reajuste de

benefícios

Taxa estimada de inflação de longo prazo

Taxa de desconto

Nível de sensibilidade (+0,25%) (+0,25%) (+0,25%) (-0,25%) (+0,25%) (-0,25%)Impacto na obrigação de benefício definido 1.985 11.519 – – (10.537) 11.065Total da obrigação de benefício definido 374.154 383.688 372.169 372.169 361.632 383.234

18.11 Outras informações sobre as obrigações atuariais As contribuições da patrocinadora esperadas para o exercício de 2018 correspondem a R$1.373. A duração média da obrigação do plano de benefício definido no final do exercício é de 11,97 anos (12,11 anos em 31 de dezembro de 2016). Os pagamentos esperados da obrigação de benefício definido para os próximos 10 anos são os seguintes:

2017

1 ano 21.461Entre 2 e 5 anos 106.005Após 5 anos 176.105Total de pagamentos esperados do plano 303.571

18.12 Plano de Contribuição Definida (CD) Além do plano de benefício definido, a Companhia possui plano de contribuição definida administrado pelo Itaú previdência. Nessa modalidade,

os benefícios são obtidos pela conversão dos saldos acumulados pelo participante e pelo patrocinador em seu nome, de acordo com a sua opção de renda.

19. CONTA DE RESSARCIMENTO - CCEE

Os Contratos de Energia de Reserva celebrados entre as controladas que operam contratos do LER 2010 e a CCEE e entre os contratos de Energia Nova entre o LEN 2011 (A-3) e as distribuidoras, estabelecem que sejam apuradas em cada ano contratual as diferenças entre a energia gerada das usinas e a energia contratada.

Os contratos estabelecem limites para os desvios positivos ou negativos com aplicação de bônus ou penalidades, conforme as regras descritas abaixo:

O ressarcimento por desvios negativos (abaixo da faixa de tolerância - 10%) de geração será pago em 12 parcelas mensais uniformes ao longo do ano contratual seguinte, valorado a 115% do preço de venda vigente, para os parques do LER 2010 e o maior valor entre o PLD médio do ano e a receita fixa unitária para os parques do LEN 2011. Os ressarcimentos que estiverem na faixa de tolerância - 10% de geração serão ressarcidos em 12 parcelas após possíveis compensações com desvios positivos iniciados após o final do primeiro quadriênio contado a partir do início de suprimento do contrato, valorado ao preço contratual vigente, para os parques do LER 2010 e ao maior valor entre o PLD médio do quadriênio e a receita fixa unitária para os parques do LEN 2011.

Os ressarcimentos dos parques LER 2010 e LEN 2011 por desvios positivos (acima da faixa de tolerância - 30% para o LER 2010 e para os parques do LEN 2011 30%, 20%, 10% e 0% nos anos 1, 2, 3 e 4 de cada quadriênio, respectivamente) de geração serão recebidos em 12 parcelas mensais uniformes ao longo do ano contratual seguinte para o caso do LER 2010, e mensalmente a partir do momento que a geração exceder a faixa de tolerância para os parques do LEN 2011. Os Parques do LER 2010 são valorados a 70% do preço de venda vigente e os parques do LEN 2011 são valorados pelo PLD mensal, conforme expresso nos referidos contratos. Os ressarcimentos que estiverem na faixa de tolerância - 30% de geração serão recebidos em 24 parcelas após possíveis compensações com desvios negativos iniciando após o final do primeiro quadriênio contado a partir do início de suprimento do contrato, valorado ao preço contratual vigente para os parques do LER 2010 e ao PLD para os parques do LEN 2011. O primeiro quadriênio do LER 2010 se encerrou em agosto de 2017 e o LEN 2011 se encerrará em dezembro de 2019.

A tabela a seguir apresenta os saldos de ressarcimentos ativos e passivos em 31 de dezembro de 2017.

Consolidado

Ativo Passivo

CIRCULANTECCEE 159 2.057Distribuidoras – 24.414Subtotal 159 26.471NÃO CIRCULANTECCEE 1.253 4.239Distribuidoras – 8.848Renova Comercializadora - MCSD – 9.126Subtotal 1.253 22.213Total 1.412 48.684

A movimentação dos saldos de ressarcimentos ativos e passivos é como segue:

Consolidado

Saldo inicial 31.12.2016

Efeito da aquisição Provisões Pagamentos

Saldo final 31.12.2017

CCEE – 5.049 (3.584) (53) 1.412Total ativo – 5.049 (3.584) (53) 1.412CCEE – 18.877 (9.841) (2.740) 6.296Distribuidoras – 34.147 58 (943) 33.262Renova Comercializadora - MCSD – – 9.126 – 9.126Total passivo – 53.024 (657) (3.683) 48.684

Abertura do ressarcimento por ciclo:

Consolidado

Ativo Passivo

MWh R$ MWh R$

CIRCULANTECCEE - LER 2010 - Ciclo 09.2016 a 08.2017 (anual) – – 61 13CCEE - LER 2010 - Ciclo 09.2013 a 08.2017 (quadrienal) 843 159 10.806 2.044Distribuidoras - LEN 2011 - Ciclo 01.2016 a 12.2019 (quadrienal) – – – –Subtotal 843 159 10.867 2.057NÃO CIRCULANTECCEE - LER 2010 - Ciclo atual (quadrienal) 6.623 1.253 22.410 4.239Distribuidoras - LEN 2011 - Ciclo 01.2016 a 12.2019 (quadrienal) – – 201.453 33.262Renova Comercializadora – – 35.870 9.126Subtotal 6.623 1.253 259.733 46.627Total 7.466 1.412 270.600 48.684

20. PROVISÕES PARA PROCESSOS JUDICIAIS E OUTROS

20.1 Processos com probabilidade de perda classificada como provável As provisões para processos judiciais e outros e respectivos cauções e depósitos vinculados estão compostos da seguinte forma:


Passivo Ativo Passivo Ativo

Provisão para processos judiciais

e outros

Cauções e depósitos vinculados

Provisão para processos judiciais

e outros

Cauções e depósitos vinculados

2017 2016 2017 2016 2017 2016 2017 2016

Trabalhista (a) 4.820 3.774 3.021 3.109 4.820 3.774 3.021 3.109Meio ambiente (b) 2.051 2.017 – – 2.051 2.017 – –Regulatório (c) Perda no repasse da energia de Itaipu (c.1) 26.541 25.898 – – 26.541 25.898 – – Despacho 288 (c.2) 33.221 33.515 – – 33.221 33.515 – –Fiscal (d) Compensações IRPJ e CSLL (d.1) 5.739 5.531 – – 5.739 5.531 – – PIS/Cofins sobre receitas financeiras (d.2) 3.948 3 3.637 3 3.948 3 3.637 3Cível (e) Arbitragens (e) – – – – 58.000 – – – Outros processos cíveis 3.125 2.852 – – 3.125 2.852 – –Total 79.445 73.590 6.658 3.112 137.445 73.590 6.658 3.112Circulante 3.067 1.571 3.067 1.571Não Circulante 76.378 72.019 134.378 72.019Total 79.445 73.590 137.445 73.590

O total de cauções e depósitos vinculados em 31 de dezembro de 2017 no montante de R$7.218 (R$4.465 em 31 de dezembro de 2016), de acordo com a classificação de probabilidade de perda do processo ao qual está vinculado, está demonstrado a seguir:


2017 2016

Processos prováveis

Processos possíveis

Processos remotos Total

Processos prováveis

Processos possíveis

Processos remotos Total

Trabalhista 3.021 71 489 3.581 3.109 – 1.279 4.388Fiscal 3.637 – – 3.637 3 – – 3Cível – – – – – 74 – 74

6.658 71 489 7.218 3.112 74 1.279 4.465 A movimentação das provisões para processos judiciais e outros é como segue:

Controladora

Trabalhista Meio ambiente Regulatório Fiscal Cível Total

Saldo em 31 de dezembro de 2015 6.867 829 65.660 5.262 2.457 81.075Provisão 3.009 87 – – 28.000 31.096Atualização monetária 315 1.115 2.233 272 395 4.330Atualização cambial – – (8.480) – – (8.480)Reversão de provisão (1.475) (6) – – – (1.481)Pagamentos (4.942) (8) – – (28.000) (32.950)Saldo em 31 de dezembro de 2016 3.774 2.017 59.413 5.534 2.852 73.590Provisão 1.257 53 – 3.843 – 5.153Atualização monetária 710 – (293) 310 273 1.000Atualização cambial – – 642 – – 642Reversão de provisão (41) (19) – – – (60)Pagamentos (880) – – – – (880)Saldo em 31 de dezembro de 2017 4.820 2.051 59.762 9.687 3.125 79.445

Consolidado

Trabalhista Meio ambiente Regulatório Fiscal Cível Total

Saldo em 31 de dezembro de 2015 6.867 829 65.660 5.262 2.457 81.075Provisão 3.009 87 – – 28.000 31.096Atualização monetária 315 1.115 2.233 272 395 4.330Atualização cambial – – (8.480) – – (8.480)Reversão de provisão (1.475) (6) – – – (1.481)Pagamentos (4.942) (8) – – (28.000) (32.950)Saldo em 31 de dezembro de 2016 3.774 2.017 59.413 5.534 2.852 73.590Efeito da aquisição (nota 4.1) – – – – 58.000 58.000Provisão 1.257 53 – 3.843 – 5.153Atualização monetária 710 – (293) 310 273 1.000Atualização cambial – – 642 – – 642Reversão de provisão (41) (19) – – – (60)Pagamentos (880) – – – – (880)Saldo em 31 de dezembro de 2017 4.820 2.051 59.762 9.687 61.125 137.445

As estimativas de encerramento das discussões judiciais, divulgadas nos itens abaixo, podem não ser precisamente realizadas devido ao andamento futuro dos processos.

(a) Trabalhistas: Existem 167 processos (161 em 31 de dezembro de 2016) de ações de empregados e ex-empregados próprios e terceirizados pelos quais são pleiteados equiparação salarial, horas extras, adicional de periculosidade entre outros. São considerados como perda provável 38 processos (37 em 31 de dezembro de 2016). O valor provisionado relativo a essas demandas perfaz a quantia de R$4.820, em 31 de dezembro de 2017 (R$3.774 em 31 de dezembro de 2016).

Dos processos provisionados, destaca-se 1 (uma) Ação Civil Pública (“ACP”) que visa a observância da jornada de trabalho legal, descanso semanal remunerado, fornecimento de EPIs e pagamento de danos morais aos colaboradores da Companhia. Em 11 de abril de 2012, a Companhia foi condenada ao pagamento de indenização por danos morais arbitrada em R$200. Em sede de recurso, este valor foi majorado para R$500. Em janeiro de 2015, foi publicado acórdão de recurso de revista, ao qual foi negado seguimento. Em 31 de dezembro de 2017, a ação está em fase recursal, sob análise de viabilidade e tem valor provisionado atualizado de R$907 (R$876 em 31 de dezembro de 2016).

A administração da Companhia, com base na opinião dos assessores jurídicos, estima que estes processos serão concluídos até 2022.(b) Meio ambiente: Existem 336 processos de ações civis públicas sobre supostos danos ambientais ocasionados por ocupações irregulares em áreas

de preservação permanente envolvendo a Companhia no polo passivo. Os consultores jurídicos e a Administração da Companhia avaliaram a probabilidade de perda como provável para as medidas de recuperação ambiental dentro da área de concessão para 307 demandas, já que as demais 29 ações tiveram julgamentos favoráveis à Companhia e possuem recursos pendentes. O valor provisionado relativo a essas demandas perfaz a quantia estimada de R$2.051 (R$2.017 em 31 de dezembro de 2016).

A administração da Companhia, com base na opinião dos assessores jurídicos, estima que os atuais processos serão concluídos até 2023.(c) Regulatório:(c.1) Perda no repasse de energia de Itaipu: Trata-se de discussão sobre a obrigatoriedade da Companhia de adquirir a energia de Itaipu na qualidade

de quotista cogente. Em 23 de janeiro de 2003, foi obtida liminar assegurando o direito de a Companhia não efetuar a compra de energia elétrica proveniente de Itaipu. Essa liminar foi cassada em 26 de junho de 2003 e restabelecida em 30 de junho de 2003. Em 1 de outubro de 2004, o Superior Tribunal de Justiça suspendeu a liminar. Em 5 de outubro de 2004, a Companhia protocolou um agravo regimental contestando a decisão do órgão de suspender a liminar. Com base neste agravo regimental, foi estabelecido o efeito “ex nunc” da decisão, ou seja, a suspensão da liminar só valeria para o futuro. Nesse sentido, os efeitos da tutela antecipada anteriormente concedida foram conservados para o período de janeiro de 2003 a setembro de 2004. Em 17 de agosto de 2007, foi proferida sentença de procedência dos pedidos formulados pela Companhia. Em 17 de outubro de 2007, foi interposta apelação pela Eletrobrás e em 26 de novembro de 2007 foi interposta apelação pela ANEEL. Atualmente a Companhia aguarda julgamento no Tribunal Regional Federal da 1ª Região. Considerando que não há decisão definitiva desse processo, a Administração da Companhia decidiu manter o saldo dessa provisão atualizado pela variação cambial, em 31 de dezembro de 2017, no montante de R$26.541 (R$25.898 em 31 de dezembro de 2016).

A administração da Companhia, com base na opinião dos assessores jurídicos, estima que este processo será concluído até o final de 2020.(c.2) Despacho 288: Em 16 de maio de 2002, a ANEEL publicou o Despacho ANEEL nº 288, que introduziu alterações em certas regras de

comercialização do então existente Mercado Atacadista de Energia - MAE, e por isso, determinou o refazimento dos números obtidos pelo MAE na data de 13 de março de 2002, os quais reconheciam a Companhia como devedora no mercado de curto prazo. Aplicando-se as diretrizes de tal Despacho, a Companhia teria sua posição alterada no mercado, passando de devedora a credora. Todavia, a RGE Sul (anteriormente AES Sul), principal agente do mercado alcançado pelos efeitos das alterações instituídas pelo Despacho ANEEL nº 288, pois passou de credora a devedora do mercado e, por isso, ingressou em Juízo buscando a anulação do referido despacho e uma decisão de tutela antecipada para fazer valer as regras do mercado sem os efeitos do Despacho ANEEL nº 288. A tutela antecipada foi deferida à RGE Sul, assim a CCEE, sucessora do MAE, elaborou nova liquidação, agora sem os efeitos do Despacho ANEEL nº 288, mediante a qual a Companhia restou devedora do mercado. Em 29 de junho de 2012, a ação da RGE Sul foi julgada improcedente em primeira instância, porém, a segunda instância, em 27 de março de 2014, considerou procedente o pedido de anulação do Despacho ANEEL nº 288. A Companhia recorreu desta decisão em segunda instância. Em 15 de janeiro de 2016, foi publicada uma nova decisão de segunda instância negando os recursos de embargos de declaração opostos pela Companhia, demais agentes de mercado e ANEEL contra a decisão favorável de mérito à RGE Sul. Ainda no Tribunal Regional Federal da 1ª Região as partes requeridas apresentaram recurso de embargos infringentes, visando à modificação do mérito da decisão anterior. Os recursos aguardam julgamento. O montante provisionado atualizado pelo IGPM até 31 de dezembro de 2017 corresponde a R$33.221 (R$33.515 em 31 de dezembro de 2016).

A administração da Companhia, com base na opinião dos assessores jurídicos, estima que este processo será concluído até o final de 2022.(d) Fiscal:(d.1) Compensações IRPJ e CSLL: Em 02 de dezembro de 2008, a Companhia foi intimada pela Receita Federal sobre não homologação de

4 compensações administrativas realizadas entre os créditos de saldo negativo de IRPJ (2001 e 2002) e os débitos de IRPJ (2003 e 2004) e CSLL (2003). A principal razão do Fisco não homologar as mencionadas compensações é a suposta divergência entre as informações contábeis e fiscais. Os consultores jurídicos e a Administração da Companhia avaliaram que de um total de R$126.695 (R$140.384 em 31 de dezembro de 2016) envolvidos na discussão, R$5.739 (R$5.531 em 31 de dezembro de 2016) são considerados como de perda provável, sendo o restante considerado como perda possível. A administração da Companhia, com base na opinião dos assessores jurídicos, estima que os atuais processos serão concluídos durante o ano de 2019.

(d.2) A Companhia discute judicialmente os efeitos do Decreto nº 8.426/2015, que trata da tributação de PIS/COFINS sobre receitas financeiras a partir de 1º de julho de 2015. Enquanto não há decisão autorizando a não aplicação das novas regras do Decreto, a Companhia está obrigada a efetuar o recolhimento dos valores. A Companhia compensou os débitos com seus créditos de tributos federais até março de 2017, no total de R$6.855, referente às competências de julho de 2015 a fevereiro de 2017. A partir de abril de 2017 (competência de março de 2017), a Companhia passou a efetuar depósitos judiciais nos montantes correspondentes aos tributos incidentes sobre as receitas financeiras. A Companhia registrou provisão que, atualizada até 31 de dezembro de 2017, corresponde a R$3.948 e efetuou depósitos judiciais no montante atualizado de R$3.637. Em relação ao mérito da causa, a Administração juntamente com seus assessores legais, classifica como possível. Contudo, com relação ao desembolso de caixa, a Companhia estima como provável que venham a ocorrer pagamentos referentes a essa ação antes da discussão do mérito. Além disso, por se tratar de obrigação legal, a Companhia efetuou provisão para o referido valor. A Administração da Companhia, com base na opinião de seus assessores jurídicos, estima que este processo será concluído até 2021.

(e) Cível: A Companhia reconheceu, na data da aquisição da Nova Energia, passivo contingente avaliado ao seu valor justo na combinação de negócios, no

montante de R$48.691. Desse montante, R$22.265 já estavam registrados no balanço patrimonial da adquirida, na rubrica de “Fornecedores”. Posteriormente à mensuração inicial divulgada nas informações contábeis de 30 de setembro de 2017, a Companhia reavaliou o valor justo dessa contingência para o novo montante de R$58.000. Tais valores referem-se a dois procedimentos arbitrais movidos em face da Renova e das 15 SPE’s relativas ao Complexo Eólico Alto Sertão II por fornecedores contratados na época. Uma das arbitragens foi iniciada em dezembro de 2015, relativa à execução de contratos de locação de guindastes e montagem de torres em parques eólicos, com o objetivo de obter os valores remanescente devidos por supostos atrasos nos cronogramas de obras, alegadamente atribuíveis à Renova. Tais atrasos teriam obrigado o fornecedor a incorrer em períodos adicionais e imprevistos na locação de guindastes e montagem das torres. Como argumentos de defesa, a Renova, em sede de reconvenção, imputa ao fornecedor atrasos injustificados na execução dos contratos, extravio e entrega de peças danificadas, além de ter recebido pagamentos a maior. Em junho de 2017, foi encerrada a fase de instrução e determinado que as partes apresentem as suas alegações finais. Atualmente, aguarda-se a sentença. Os consultores jurídicos avaliaram que de um total de R$66.709 envolvidos na discussão, apenas R$30.613 são considerados como perda provável, sendo o restante considerado como perda possível. O segundo procedimento arbitral foi iniciado por outro fornecedor, em novembro de 2016, relativo a construção (fundação e acessos) de parques eólicos na Bahia. Em linhas gerais, os pleitos do fornecedor são relativos a “Change Orders” (alterações de escopo durante a execução dos contratos), alterações tributárias e investimentos imprevistos pelo fornecedor em razão de atrasos nos cronogramas. Como argumento de defesa, a Renova, em sede de reconvenção, pleiteia o recebimento de valores, especialmente em razão de gestão ambiental ineficiente que deu causa a passivo, da queda de uma torre por responsabilidade do fornecedor, e outros problemas no transcorrer das obras. Este processo ainda está em fase de instrução/probatória. Os consultores jurídicos avaliaram que de um total de R$78.280 envolvidos na discussão, apenas R$27.387 são considerados como perda provável, sendo o restante considerado como perda possível. Por fim, vale mencionar que, no item (d), da Cláusula 2.2, do Contrato celebrado entre a Companhia e a Renova (Sales And Purchase Agreement - “SPA”), ficou registrado o valor de R$58.000 como garantia dos dois procedimentos arbitrais acima elencados, conforme mencionado na nota explicativa nº 10.

Considerando que a liquidação deste processo depende de terceiros, não é possível ainda estimar um cronograma de conclusão.20.2 Processos com probabilidade de perda classificada como possível A Companhia está envolvida em outros processos cuja probabilidade de perda está avaliada como possível e, por este motivo, nenhuma provisão

sobre os mesmos foi constituída. A avaliação dessa probabilidade está embasada em relatórios preparados por consultores jurídicos da Companhia. O total estimado de processos cuja probabilidade foi classificada como possível é de:


2017 2016 2017 2016

Meio ambiente (a) Não determinado Não determinado Não determinado Não determinadoCível* (b) 7.810 8.449 94.799 8.449Fiscal (c) 276.745 265.746 276.745 265.746Regulatório (d) 109.482 102.679 109.482 102.679Imobiliário (e) Não determinado Não determinado Não determinado Não determinadoTotal 394.037 376.874 481.026 376.874* A Companhia também apresenta como processo cível a Obrigação de Expansão o qual, no momento, não é possível estimar o valor de um

possível desembolso futuro. A seguir a Companhia apresenta as principais contingências passivas, considerando o montante mínimo de divulgação de R$5.000 e relevância do tema.(a) Meio ambiente - Recomposição de danos ambientais: Referem-se a 3 ações civis públicas relacionadas a suspensão do processo de licenciamento

ambiental da Companhia, bem como sua condenação à recomposição dos supostos danos ambientais decorrentes da inundação dos reservatórios de Bariri, Nova Avanhandava e Barra Bonita, e possuem valor de causa simbólico motivo pelo qual não é possível, no momento, estimar o valor de um possível desembolso futuro. Nas ações dos Reservatórios de Bariri e Nova Avanhandava não houve andamentos nos últimos períodos. Já com relação à ação do Reservatório de Barra Bonita, houve decisão em 1ª instância em 13 de junho de 2016, na qual a Companhia foi condenada a recompor os danos ambientais (recuperação de mata ciliar) com base na metragem da legislação ambiental à época do empreendimento (Antigo Código Florestal). Os demais pedidos foram julgados improcedentes (estudo de impacto ambiental, unidade de conservação e indenização). Em 14 de julho de 2016, a Companhia apresentou recurso contra a aplicação do Antigo Código Florestal, visto que os assessores legais da Companhia avaliam como altas as chances de os Tribunais reformarem a decisão para aplicarem a metragem do Novo Código Florestal, de acordo com o plano de reflorestamento apresentado na CETESB pela Companhia.




Companhia Aberta

(b) Cível:(b.1) Obrigação de expansão: Vide nota explicativa nº 1.1.(b.2) Em 13 de março de 2013, a Dois Irmãos Comércio e Reflorestamento Limitada (“Dicrel”) moveu ação judicial contra a Companhia postulando

valores supostamente devidos pela Companhia em razão da rescisão de contratos de reflorestamento celebrados entre as partes. O processo encontra-se em fase de instrução, aguardando a conclusão de perícia. Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar o valor estimado de aproximadamente R$7.138, atualizado até 31 de dezembro de 2017 (R$6.481 em 31 de dezembro de 2016).

(b.3) A Companhia reconheceu, na data da aquisição da Nova Energia, passivo contingente avaliado ao seu valor justo na combinação de negócios, conforme mencionado no item (e) da nota explicativa nº 20.1. De um total de R$144.989 referente às referidas arbitragens, R$86.989 foi avaliada como perda possível.

(c) Fiscal:(c.1) Compensações de IRPJ e CSLL: Referem-se a intimações da Receita Federal sobre a não homologação de 4 compensações administrativas de

IRPJ e CSLL, conforme mencionado no item (d.1) da nota explicativa nº 20.1 sendo estimado como perda possível R$120.956 de um total de R$126.695 (R$134.853 de um total de R$140.384 em 31 de dezembro de 2016). A Companhia reavaliou a forma de atualização de uma das compensações administrativas e procedeu um ajuste no valor estimado no montante de R$17.800. Em 19 de abril de 2017, a Companhia foi intimada de decisão de segunda instância administrativa desfavorável aos seus interesses. Tal decisão foi proferida em um dos quatro processos administrativos, cujo prognóstico é classificado como possível, em que se discutem as compensações de IRPJ e CSLL, o qual corresponde ao valor de R$43.500. Em 27 de abril de 2017, a Companhia interpôs recurso especial que será apreciado pela Câmara Superior do CARF. Apesar da decisão desfavorável, o prognóstico de perda permanece classificado como possível. No tocante as demais três compensações, aguarda-se decisão dos recursos administrativos apresentados pela Companhia perante o Conselho Administrativo de Recursos Fiscais - CARF (segunda instância administrativa).

A administração da Companhia, com base na opinião dos assessores jurídicos, estima que os atuais processos serão concluídos durante o ano de 2019. Para a compensação em que a Companhia apresentou recurso especial em abril de 2017, os assessores jurídicos estimam a conclusão durante o ano de 2018.

(c.2) Auto de infração - ágio: Refere-se ao Auto de Infração emitido pela Receita Federal do Brasil - RFB, visando a cobrança de valores relativos à IRPJ e CSLL, no montante de R$124.605 atualizado até 31 de dezembro de 2017 (R$102.784 até 31 de dezembro de 2016). Em razão de, no exclusivo entendimento da RFB, ter havido uma dedutibilidade indevida nas bases de cálculo de IRPJ e CSLL em função do ágio registrado na incorporação da AES Gás Empreendimentos Ltda. e Tietê Participações Ltda. Vale esclarecer que o ágio objeto do questionamento decorreu da expectativa de rentabilidade futura na aquisição da Companhia de Geração Tietê S.A. quando do leilão de privatização do setor elétrico ocorrido em 1998. Em maio de 2013, houve decisão de 1ª instância favorável à Companhia. Em maio de 2016, foi proferida decisão de 2ª instância desfavorável aos interesses da Companhia. Segundo o entendimento do Conselho Administrativo de Recursos Fiscais (CARF), o aproveitamento do ágio foi considerado ilegítimo e reduzida apenas a multa aplicada no Auto de Infração de 150% para 75%. Em agosto de 2016, a Companhia recebeu intimação relativa à decisão desfavorável proferida pelo CARF. Em virtude de omissões quanto a fundamentação legal da decisão, a Companhia opôs embargos de declaração. Em novembro de 2016, a Companhia recebeu decisão desfavorável, a qual rejeitou os embargos de declaração apresentados. Em face desta decisão, foi interposto Recurso Especial. Em outubro de 2017, foi proferida decisão desfavorável aos interesses da Companhia pela Câmara Superior do CARF. Desta forma, encerrarem-se as possibilidades de recursos na esfera administrativa. Com isso, a Companhia irá ingressar com ação judicial para discutir a matéria. Em que pese o encerramento da esfera administrativa de forma desfavorável, o prognóstico de perda permanece inalterado.

(c.3) Auto de infração - Refere-se ao Auto de Infração emitido pela Secretaria da Receita Federal por dedução supostamente indevida, no ano de 2008, dos investimentos realizados em projetos de P&D da base de cálculo de IRPJ/CSLL, bem como a variação monetária passiva decorrente dos investimentos. Em novembro de 2012, foi apresentada defesa pela Companhia, tendo sido proferido julgamento desfavorável aos interesses da Companhia. Em novembro de 2013, foi apresentado recurso voluntário. Em maio de 2016, foi proferida decisão de 2ª instância desfavorável à Companhia. Em decorrência, foram opostos embargos de declaração. Em outubro de 2016, foi proferida decisão desfavorável que rejeitou os embargos de declaração. Em decorrência, foi interposto recurso especial, o qual encontra-se pendente de julgamento pela Câmara Superior do CARF. Em que pese a decisão desfavorável, o prognóstico de perda permanece inalterado. O valor atualizado até 31 de dezembro de 2017 é de R$8.848 (R$7.377 em 31 de dezembro de 2016).

(c.4) Mandado de Segurança - Multa de Mora: Em abril de 2005, a Companhia moveu ação judicial em face da União Federal com o intuito de afastar a aplicação de multa de mora dos pagamentos de diferenças espontaneamente recolhidas a título de Contribuição ao PIS e da COFINS, referentes aos meses de junho a outubro de 2004. Em outubro de 2005, foi proferida decisão de primeira instância, favorável aos interesses da Companhia. Em decorrência, a União Federal interpôs o recurso de apelação. Em setembro de 2008, foi proferida decisão de segunda instância que negou provimento ao recurso da União Federal, mantendo a decisão favorável à Companhia. Em face desta decisão, a União Federal interpôs Recurso Especial e a Vice-Presidência do Tribunal Regional Federal da 3ª Região determinou que fosse realizado o juízo de retratação e, com isso, um novo julgamento do recurso de apelação da União. Em fevereiro de 2010, foi proferida decisão monocrática favorável aos interesses da União Federal. Em decorrência, em fevereiro de 2011, a Companhia interpôs Recurso Especial. Atualmente, aguarda-se o julgamento do referido recurso. O valor atualizado até 31 de dezembro de 2017 é de R$9.188 (R$8.808 em 31 de dezembro de 2016).

(d) Regulatório: Resolução Conselho Nacional de Política Energética - CNPE nº 3, de 6 março de 2013: A Resolução CNPE nº 3, estabeleceu diretrizes para a internalização de mecanismos de aversão a risco nos programas computacionais para estudos energéticos e formação de preço, bem como instituiu novo critério para rateio do custo do despacho adicional de usinas termelétricas durante a fase de transição e anterior à implementação do novo cálculo do PLD (de abril a agosto de 2013). Pelo novo critério, o custo dos Encargos de Serviços do Sistema - ESS por motivo de segurança energética, que era rateado integralmente pela categoria consumo, consumidores livres e distribuidoras, passa a ser rateado por todos os agentes do Sistema Interligado Nacional - SIN, inclusive geradores e comercializadores.

Em maio de 2013, a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (APINE) obteve liminar que suspendeu o rateio do ESS aos produtores independentes. A decisão judicial apontou que os custos só poderiam ser repassados aos produtores independentes por meio de mudança em lei. Conforme informações dos assessores legais da Companhia, a chance de perda da ação é classificada como possível.

Em 05 de dezembro de 2014, houve sentença favorável à APINE, ratificando a liminar obtida, declarando desta forma a inexigibilidade do ESS decorrente da Resolução CNPE 03. Em 12 de dezembro de 2014, a União interpôs apelação à referida sentença. Em 01 de junho de 2015, a APINE apresentou suas contrarrazões à apelação interposta pela União.

Em 07 de junho de 2016, por unanimidade de votos, a 7ª Turma do Tribunal Regional Federal da 1ª Região negou provimento ao recurso de apelação da União. Com base nas decisões judiciais e nos pareceres jurídicos obtidos pela APINE, a Companhia não reconhece o custo do ESS por motivo de segurança energética. A liminar obtida pela APINE continua vigente.

Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar aproximadamente R$109.482, referentes aos valores originais divulgados pela CCEE nas liquidações financeiras ocorridas até 31 de dezembro de 2017 (R$102.661 até 31 de dezembro de 2016).

(e) Imobiliário: Refere-se à ação de desapropriação indireta do imóvel confrontante em face da Companhia, em razão da erosão hídrica das águas do reservatório requerendo, além da indenização, realização de obras para contenção da erosão (águas do reservatório teriam invadido e inutilizado parte da propriedade da Autora). Em março de 2017, foi proferida decisão de primeira instância favorável aos interesses da Companhia, a qual julgou totalmente improcedente a ação de desapropriação indireta proposta em face da Companhia. Em junho de 2017, a autora interpôs o recurso de apelação. Atualmente, aguarda-se o julgamento do referido recurso. Caso sobrevenha decisão final desfavorável, esta deverá ser apurada em fase de liquidação de sentença, portanto, trata-se de valor inestimável.

20.3 Outros processos - Rebaixamento Hidrelétrico (Generation Scaling Factor - GSF) A APINE obteve em 1º de julho de 2015, uma liminar favorável a todas as geradoras elétricas representadas pela associação no âmbito da Ação

Judicial, entre elas a Companhia. Em 07 de fevereiro de 2018, a ação judicial foi julgada improcedente em primeira instância e, consequentemente, revogou os efeitos da liminar que protegia as empresas associadas da APINE dos efeitos do GSF no Mecanismo de Realocação de Energia - “MRE”. Em 14 de fevereiro de 2018, foram opostos embargos de declaração pela APINE, buscando a preservação dos efeitos produzidos pela liminar até a sentença, até o julgamento definitivo da ação, o que foi deferido em 16 de fevereiro de 2018. Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia estima o desembolso de aproximadamente R$711.048 até 31 de dezembro de 2017 (R$314.996 em 31 de dezembro de 2016), montante este recebido pela Companhia por meio das liquidações financeiras da CCEE, sem impacto deste valor em sua demonstração de resultado, uma vez que os efeitos dessas operações já se encontram devidamente reconhecidos, sem considerar os efeitos das medidas liminares. Com a finalidade de atender possíveis compromissos futuros do GSF, esses montantes recebidos estão mantidos em investimentos com vencimento abaixo de três meses, na rubrica Caixa e equivalentes de caixa. Vide notas explicativas nº 14 e 32.3 (c.2).

Cartas de fiança, seguro garantia e caução Em 31 de dezembro de 2017, a Companhia possui 1 carta de fiança no valor de R$461 e 2 seguros garantia no valor de R$4.402 para processos

judiciais de natureza tributária, totalizando uma importância segurada de R$4.863, ao custo de 0,40% a 3,25% a.a. Os valores referentes ao seguro garantia estão registrados como despesas pagas antecipadamente e amortizados no resultado do exercício de acordo com o prazo contratual, de forma linear.

21. ENCARGOS SETORIAIS


2017 2016 2017 2016

CIRCULANTEPesquisa e desenvolvimento 11.203 2.870 11.203 2.870Fundo nacional de desenvolvimento científico tecnológico 484 449 484 449Ministério de minas e energia 242 224 242 224Taxa de fiscalização ANEEL 565 572 646 572Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) 7.789 14.112 7.789 14.112Subtotal 20.283 18.227 20.364 18.227NÃO CIRCULANTEPesquisa e desenvolvimento 8.459 16.769 8.459 16.769Subtotal 8.459 16.769 8.459 16.769Total 28.742 34.996 28.823 34.996

22. OUTRAS OBRIGAÇÕES

Reapresentado Reapresentado

CIRCULANTE Controladora Consolidado

2017 2016 2017 2016

Meio ambiente 1.690 – 4.026 –Ônus de acordo bilateral - Eletropaulo (nota 1) 4.923 – 4.923 –Demais obrigações 474 2.345 509 2.345Subtotal 7.087 2.345 9.458 2.345

Reapresentado Reapresentado

NÃO CIRCULANTE Controladora Consolidado

2017 2016 2017 2016

Obrigações de aquisições (i) 92.891 – 93.103 –Meio ambiente 9.110 – 13.812 –Ônus de acordo bilateral - Eletropaulo (nota 1) 410 – 410 –Demais obrigações 2.548 12.061 2.602 12.061Subtotal 104.959 12.061 109.927 12.061Total 112.046 14.406 119.385 14.406(i) Refere-se à parte da contraprestação transferida em troca do controle da adquirida, atualizada pelo CDI. Cabe ressaltar que a contraprestação

apresentada na nota explicativa nº 4.1 reflete o valor justo na data de aquisição.

23. PATRIMÔNIO LÍQUIDO

O capital social autorizado é de R$4.600.000 sendo R$2.383.260 em ações ordinárias e R$2.216.740 em ações preferenciais, todas nominativas escriturais e sem valor nominal.

O capital social subscrito e integralizado é de R$416.646 (R$416.646 em 31 de dezembro de 2016), dividido em 1.967.384.912 ações, sendo 775.174.584 ações ordinárias e 1.192.210.328 ações preferenciais, todas nominativas escriturais e sem valor nominal.

A seguir está apresentada a composição acionária da Companhia:

2017 2016

Ordinárias Ordinárias

Quantidade % Quantidade %

AcionistasAES Holdings Brasil Ltda. 477.289.199 61,57 477.289.199 61,57BNDESPar 111.477.600 14,38 111.477.600 14,38Centrais Elétricas Brasileiras S.A. 31.228.340 4,03 31.228.340 4,03Outros 155.159.742 20,02 155.179.442 20,02Ações ordinárias em circulação 775.154.881 100,00 775.174.581 100,00Ações em tesouraria 19.703 – 3 –Total das ações ordinárias 775.174.584 100,00 775.174.584 100,00

Preferenciais Preferenciais

Quantidade % Quantidade %

AcionistasAES Holdings Brasil Ltda. 471.926 0,04 471.926 0,04BNDESPar 445.910.403 37,40 445.910.403 37,40Centrais Elétricas Brasileiras S.A. 124.913.360 10,48 124.913.360 10,48Outros 620.835.827 52,07 620.914.627 52,08Ações preferenciais em circulação 1.192.131.516 99,99 1.192.210.316 100,00Ações em tesouraria 78.812 0,01 12 –Total das ações preferenciais 1.192.210.328 100,00 1.192.210.328 100,00Total das ações 1.967.384.912 1.967.384.912

A Companhia está autorizada a aumentar o seu capital social até o limite capital social autorizado, por deliberação do Conselho de Administração, independentemente de reforma estatutária emitindo as ações correspondentes a cada espécie, respeitada a proporção das ações existentes e também poderá emitir bônus de subscrição.

Na emissão de ações dentro do limite do capital autorizado serão fixados: a) quantidade, espécie e classe de ações: b) preço da emissão: c) demais condições de subscrição e integralização em virtude da exigência da Lei nº 6.404/76 e suas alterações (“Lei das Sociedades por Ações”).

23.1 Reservas, ajuste de avaliação patrimonial e outros resultados abrangentes

Controladora

2017 2016

Reservas de capital:Reserva especial de ágio na incorporação (a) 186.570 186.570Remuneração das imobilizações em curso - capital próprio 9.405 9.405Ações e opções de ações outorgadas (b) 2.414 2.097Ações em tesouraria 117 –Subtotal 198.506 198.072Avaliação patrimonial:Ajuste de avaliação patrimonial, líquido de impostos (c) 801.742 858.717Outros resultados abrangentes:Plano de previdência privada - ganho (perda) atuarial, líquido de impostos (d.1) 770 (3.289)Hedge de fluxo de caixa, líquido de impostos (d.2) 624 –Subtotal 1.394 (3.289)Reservas de lucro:Reserva legal (e) 83.329 73.425Proposta de distribuição de dividendos adicionais (nota 24) 47.678 34.528Reserva de investimentos (f) (nota 24) 8.463 –Subtotal 139.470 107.953Total 1.141.112 1.161.453

(a) A reserva especial de ágio foi gerada pelos seguintes eventos: (i) incorporação do ágio da controladora AES Gás Ltda. no montante de R$266.740, dos quais R$59.811 foram capitalizados, remanescendo na conta de reserva o montante de R$206.929; (ii) incorporação do ágio da AES Tietê Participações S.A. no montante de R$25.617, conforme deliberado na Assembleia Geral Extraordinária realizada em 28 de setembro de 2007; e (iii) incorporação do ágio da AES Brazilian Energy Holdings no montante de R$108.652 como parte da reorganização societária, totalizando R$341.198.

Em 05 de julho de 2016, a Companhia obteve aumento de capital, mediante a capitalização parcial da Reserva Especial de Ágio no valor de R$154.628, remanescendo na conta de reserva o montante de R$186.570.

De acordo com o permitido na Instrução CVM nº319, na medida em que seja realizado o benefício fiscal da reserva especial de ágio na incorporação, constante do patrimônio líquido da Companhia, este benefício poderá ser capitalizado em favor da AES Holding Brasil Ltda. e da BNDESPAR, sendo garantido aos demais acionistas a participação nesse aumento de capital, de forma a manter sua participação acionária na Companhia.

(b) É composta por outorga de ações e opções de compra de ações da The AES Corporation aos administradores, empregados ou pessoas naturais que prestam serviços à Companhia. Essa reserva poderá ser utilizada para aumento de capital em favor da The AES Corporation após o aporte de recursos através da entrega das ações aos colaboradores da Companhia, sendo garantido aos demais acionistas a participação nesse aumento de capital, de forma a manter sua participação acionária na Companhia.

(c) Ajuste de Avaliação Patrimonial (custo atribuído ao ativo imobilizado): A Companhia decidiu atribuir novo custo aos saldos de seus ativos imobilizados na data-base da transição para a adoção Inicial dos Pronunciamentos Técnicos (CPCs), em 1 de janeiro de 2009. Assim, foi elaborado um laudo de avaliação do ativo imobilizado da Companhia. Na data de transição o valor desta mais valia, no montante de R$1.437.623, foi registrado no ativo imobilizado em contrapartida ao patrimônio líquido, na rubrica “Ajuste de Avaliação Patrimonial”, líquido dos efeitos tributários os quais estão classificados como “Tributos e contribuições sociais diferidos” no passivo não circulante, e serão realizados na medida em que a mais valia dos bens vinculados a ela seja depreciada/amortizada ou alienada.

(d) Em 31 de dezembro de 2017 o saldo dos outros resultados abrangentes era composto pelo ganho ou perda atuarial do plano de pensão e pelo hedge de fluxo de caixa.

(d.1) Outros resultados abrangentes relacionados ao ganho atuarial do plano de pensão apresentam R$770 (perda de R$3.289 em 31 de dezembro de 2016), líquido de imposto de renda e contribuição social.

(d.2) Parcela efetiva resultante de variações no valor justo de instrumentos de hedge contratados para fins de hedge de fluxo de caixa e reconhecidos no patrimônio líquido, na rubrica “Outros resultados abrangentes”. Para mais detalhes vide nota explicativa nº 32.1.3.

(e) De acordo com a legislação societária brasileira, a Companhia deve transferir 5% do lucro líquido anual apurado nos seus livros societários preparados de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil para reserva legal até que essa reserva seja equivalente a 20% do capital social. Em 31 de dezembro de 2017, a Companhia atingiu o limite de 20% estabelecido pela legislação, não sendo necessário o registro de complemento a partir dessa data. A reserva legal poderá ser utilizada para aumentar o capital ou para absorver prejuízos, mas não poderá ser usada para fins de distribuição de dividendos.

(f) De acordo com o disposto no artigo 196 da Lei nº 6.404/76, o Conselho de Administração submeterá a proposta de orçamento de capital à apreciação da Assembleia Geral Ordinária (AGO) a ser realizada em 24 de abril de 2018. Em 31 de dezembro de 2017, o saldo da reserva de investimentos é de R$8.463 (vide nota explicativa nº 24).

24. DESTINAÇÃO DO RESULTADO

O estatuto social da Companhia estabelece a distribuição de dividendos mínimos obrigatórios correspondentes a 25% do lucro líquido ajustado. Adicionalmente, de acordo com o estatuto social, compete ao Conselho de Administração deliberar sobre o pagamento de juros sobre o capital próprio e de dividendos intermediários e/ou intercalares.

2017 2016

Lucro líquido do exercício 298.277 358.533Realização de ajustes de avaliação patrimonial 56.975 61.890Ajuste por conta de dividendos e juros sobre capital próprio prescritos 601 615Constituição de reserva legal (nota 23.1 (e)) (9.904) (21.021)Base para pagamento de dividendos 345.949 400.017Destinação:Dividendos intermediários distribuídos (nota 24.2) 240.140 305.506Juros sobre o capital próprio (nota 24.3) 49.668 59.983Dividendos complementares, excedentes ao mínimo obrigatório (nota 24.4) 47.678 34.528Reserva de investimentos (nota 24.5) 8.463 –Total destinado 345.949 400.017

24.1 Dividendos e juros sobre o capital próprio do exercício de 2016 pagos em 2017 Em dezembro de 2016, de acordo com o disposto no parágrafo 3º do artigo 176 da Lei 6.404/76, foi registrada proposta da Administração da

Companhia para distribuição de dividendos complementares no montante de R$34.528, correspondente a R$0,01754997248 por ação ordinária e preferencial e R$0,0877498624 por unit. Em Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária realizada em 20 de abril de 2017, foi aprovada sua distribuição, sendo o pagamento realizado em 25 de maio de 2017. Adicionalmente, foi aprovada a data do pagamento dos juros sobre o capital próprio relativos ao exercício de 2016, no valor de R$59.983 correspondente a R$0,03048851034 por ação ordinária e preferencial e R$0,15244255170 por unit.

24.2 Dividendos do exercício de 2017 pagos durante o exercício No exercício findo em 31 de dezembro de 2017 foram aprovados pagamentos de dividendos intermediários de acordo com a previsão de seu

Estatuto Social e artigo 204 da Lei 6.404/76, conforme segue:• Em Reunião do Conselho de Administração realizada em 05 de maio de 2017, foi aprovada a distribuição de dividendos intermediários,

no montante de R$133.320 correspondente a R$0,06776505911 por ação ordinária e preferencial e R$0,33882529555 por unit referente ao período encerrado em 31 de março de 2017. O pagamento foi realizado em 25 de maio de 2017.

• Em Reunião do Conselho de Administração realizada em 07 de agosto de 2017, foi aprovada a distribuição de dividendos intercalares, no montante de R$102.401 correspondente a R$0,05205339381 por ação ordinária e preferencial e R$0,26026696905 por unit. O pagamento foi realizado em 25 de setembro de 2017.

• Em Reunião do Conselho de Administração realizada em 01 de novembro de 2017, foi aprovada a distribuição de dividendos intercalares, no montante de R$4.419 correspondente a R$0,00224631533 por ação ordinária e preferencial e R$0,01123157665 por unit. O pagamento foi realizado em 30 de novembro de 2017.

24.3 Juros sobre o capital próprio Em Reuniões do Conselho de Administração realizadas em 01 de novembro de 2017 e 07 de dezembro de 2017, foram aprovadas as distribuições

dos juros sobre o capital próprio, não imputáveis ao dividendo obrigatório referentes ao exercício de 2016, no valor total de R$49.668 correspondente a R$0,02524700907 por ação ordinária e preferencial e R$0,12623504535 por unit. A Companhia realizou os pagamentos nos montantes de R$37.243 e R$12.425 em 30 de novembro de 2017 e 10 de janeiro de 2018, respectivamente.

24.4 Dividendos adicionais propostos A Diretoria encaminhou para aprovação do Conselho de Administração, na reunião de 19 de fevereiro de 2017, proposta de pagamento de

dividendos adicionais sobre o lucro líquido do exercício de 2017, no valor de R$47.678 correspondente a R$0,02423505849 por ação ordinária e preferencial e R$0,12117529245 por unit.

O valor dos dividendos acima do mínimo obrigatório estabelecido em Lei ou outro instrumento legal, não aprovado em Assembleia Geral ou pelo órgão competente, é apresentado e destacado no patrimônio líquido. Esses dividendos excedem o mínimo obrigatório e, portanto, estarão apresentados na conta do patrimônio líquido, denominada “Dividendos complementares, excedentes ao mínimo obrigatório”, até a sua aprovação pela AGO.

24.5 Reserva de investimentos Em razão da expectativa de crescimento e investimento da Companhia, das projeções realizadas para os negócios no ano corrente e do cenário

macroeconômico do País a administração propõe à Assembleia de Acionistas que não seja distribuído o resultado de equivalência patrimonial gerado no exercício de 2017 proveniente do investimento da controlada Nova Energia (controladora do Complexo Eólico Alto Sertão II), submetendo para tanto proposta de Orçamento de Capital à aprovação da AGO para a retenção do valor total de R$8.463.

25. RESULTADO POR AÇÃO

O objetivo do cálculo do resultado por ação é o de permitir comparações de desempenho entre diferentes companhias no mesmo período, bem como para a mesma companhia em períodos diferentes.

Como mencionado na nota explicativa nº 4.1, em decorrência dos acionistas que exerceram seu direito de retirada, em 07 de julho de 2017, a Companhia adquiriu 36 ações ordinárias, 389 ações preferenciais e 30.314 units de emissão da Companhia. Essas ações foram mantidas como ações em tesouraria até 17 de outubro de 2017, quando a Companhia realizou a venda de uma parcela dessas ações em tesouraria. O total da venda destas ações foi de 10.650 ações ordinárias e 42.845 ações preferenciais, nos montantes de R$31 e R$124, respectivamente. Assim, a Companhia passou a deter 19.703 ações ordinárias e 78.812 ações preferenciais em tesouraria. A média ponderada foi ajustada prospectivamente com base nesses eventos.

As ações preferenciais e ordinárias da Companhia possuem direitos econômicos equivalentes.25.1 Demonstração do cálculo do resultado por ação - básico A tabela a seguir apresenta o resultado básico por ação para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016, excluindo as ações

ordinárias e preferenciais mantidas como ações em tesouraria.

Controladora

2017 2016

Numerador:Resultado líquido do exercício 298.277 358.533Denominador (em milhares de ações):Média ponderada do número de ações ordinárias 775.162 775.175Média ponderada do número de ações preferenciais 1.192.160 1.192.210Remuneração das ações preferenciais - idênticas às ordinárias 1,00 1,00Média ponderada do número de ações preferenciais ajustadas 1.192.160 1.192.210Denominador ajustadoDenominador para lucro básico por ação 1.967.322 1.967.385Denominador para lucro básico por ação ajustado 1.967.322 1.967.385Resultado básico por ação (R$ por ação)Resultado básico por ação ordinária 0,15162 0,18224Resultado básico por ação preferencial 0,15162 0,18224Resultado básico por Unit 0,75808 0,91119

Resultado atribuível aos acionistas:

Exercício Ordinárias Preferenciais Total

2017 117.527 180.750 298.2772016 141.267 217.266 358.533

25.2 Demonstração do cálculo do lucro por ação - diluído Conforme mencionado na nota explicativa 23.1, a Companhia possui uma reserva especial de ágio no montante de R$186.570 (R$186.570 em

31 de dezembro de 2016), que poderá ser capitalizada a favor de sua controladora AES Holdings Brasil Ltda. e da BNDESPAR Participações S.A., sendo garantida aos demais acionistas a participação nesse aumento de capital, de forma a manter sua participação acionária na Companhia.

As potenciais ações a serem emitidas em razão da capitalização da reserva especial de ágio são consideradas diluidoras para o cálculo do resultado por ação diluído da Companhia, considerando a hipótese de que todas as condições para sua emissão foram atendidas.

Caso a reserva seja capitalizada em favor dos acionistas AES Holdings Brasil Ltda. e da BNDESPAR com emissão de 100% das ações e nenhum acionista minoritário exerça seu direito de participar do aumento de capital, o percentual dos demais acionistas reduziria de 47,38% para 45,70% em 31 de dezembro de 2017, considerando os preços das ações nesta mesma data.

Controladora

2017 2016

Numerador:Resultado líquido do exercício 298.277 358.533Denominador incluindo ações a serem subscritas com a totalidade da reserva de ágio (em milhares de ações):Média ponderada do número de ações ordinárias 803.655 799.761Média ponderada do número de ações preferenciais 1.235.981 1.234.239Resultado diluído por ação (R$ por ação)Resultado diluído por ação ordinária 0,14624 0,17627Resultado diuído por ação preferencial 0,14624 0,17627Resultado diluído por Unit 0,73120 0,88135

Lucro atribuível aos acionistas em uma possível realização da reserva de ágio

Exercício Ordinárias Preferenciais Total

2017 117.527 180.750 298.2772016 140.974 217.559 358.533

26. RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA


2017 2016 2017 2016

MWh R$ MWh R$ MWh R$ MWh R$

Contratos bilaterais 10.154.520 1.624.291 10.682.054 1.571.583 10.154.520 1.624.291 10.682.054 1.571.583Mercado de curto prazo MRE 2.331.671 24.047 3.854.256 47.062 2.331.671 24.047 3.854.256 47.062 SPOT 309.172 77.844 401.962 33.235 369.408 109.074 401.962 33.235 Outros – 5.594 – 6.733 – 5.594 – 6.733Leilão - Eletropaulo (nota 30.1) 122.648 18.511 425.041 60.356 122.648 18.511 425.041 60.356Leilão - Outras empresas 256.898 38.930 306.229 43.485 256.898 38.930 306.229 43.485LER 2010 – – – – 275.893 58.901 – –LEN 2011 – – – – 10.283 1.744 – –Renova comercializadora – – – – 367.834 55.630 – –Partes relacionadas (nota 30.1) – – – – – 400 – –Outras receitas – 231 – 146 – 8.066 – 146Receita operacional bruta 13.174.910 1.789.448 15.669.542 1.762.600 13.889.156 1.945.188 15.669.542 1.762.600PIS e Cofins – (162.414) – (160.591) – (168.034) – (160.591)ICMS – (33.622) – (26.480) – (33.650) – (26.480)Pesquisa e desenvolvimento – (15.139) – (14.181) – (15.139) – (14.181)ISS – (3) – – – (240) – –Receita operacional líquida 13.174.910 1.578.270 15.669.542 1.561.348 13.889.156 1.728.125 15.669.542 1.561.348

27. CUSTO DA ENERGIA COMPRADA E TRANSMISSÃO


2017 2016 2017 2016

MWh R$ MWh R$ MWh R$ MWh R$

Contratos bilaterais 2.248.132 (492.125) 762.534 (110.086) 2.262.700 (494.828) 762.534 (110.086)Mercado de curto prazo MRE – – 195.127 (3.678) – – 195.127 (3.678) SPOT 45.073 18.274 1.423.906 (210.543) 80.943 7.159 1.423.906 (210.543) Outros – (5.546) – (23.849) – (5.546) – (23.849)Encargos de transmissão – (129.875) – (122.456) – (137.629) – (122.456)Encargos de conexão – (3.353) – (2.136) – (3.625) – (2.136)PIS crédito – 13.370 – 8.456 – 13.370 – 8.456COFINS crédito – 61.586 – 34.059 – 61.586 – 34.059Total 2.293.205 (537.669) 2.381.567 (430.233) 2.343.643 (559.513) 2.381.567 (430.233)

28. OUTRAS DESPESAS OPERACIONAIS


2017 2016 2017 2016

Ônus de acordo bileteral - Eletropaulo (nota 1) (7.738) – (7.738) –Perdas na baixa de ativo imobilizado e intangível (4.497) (668) (4.497) (668)Doações ao Instituto AES Brasil (nota 30.1) (1.358) – (1.358) –Seguros (8.575) (8.492) (9.198) (8.492)Arrendamentos e aluguéis (234) (448) (1.374) (448)Aluguéis com partes relacionadas (nota 30.1) (1.194) (758) (1.194) (758)Contribuições setoriais (6.219) (5.445) (6.416) (5.445)Outras doações (2.420) (3.972) (2.460) (3.972)Outros (671) 696 (931) 696Total (32.906) (19.087) (35.166) (19.087)




Companhia Aberta

29. RESULTADO FINANCEIRO


2017 2016 2017 2016

Receitas financeirasRenda de aplicações financeiras 88.890 78.861 91.000 78.861Renda de cauções e depósitos judiciais 4.039 4.616 4.039 4.616PIS e COFINS sobre receita financeira (4.432) (4.265) (4.529) (4.265)Furnas – 6.600 – 6.600Outras 925 1.657 925 1.657Total 89.422 87.469 91.435 87.469Despesas financeirasEncargos de dívidas (198.089) (193.146) (238.281) (193.146)Atualização monetária de debêntures, empréstimos e financiamentos (19.303) (19.959) (28.031) (19.959)Atualizações monetárias - P&D e Eficiência Energética (1.796) (2.341) (1.796) (2.341)Prêmio de resgate antecipado (nota 16.1) (7.639) – (7.639) –Juros capitalizados transferidos para o imobilizado/intangível em curso (i) 9.694 17.713 9.694 17.713Cartas de fiança e seguros garantia (1.870) (2.743) (10.356) (2.743)Multas moratórias, compensatórias e sancionatórias (384) (62) (452) (62)Atualização monetária sobre ônus de acordo bilateral - Eletropaulo (nota 1) (401) – (401) –Atualização monetária de processos judiciais e outros (1.000) (4.330) (1.000) (4.330)Atualização monetária de passivo ambiental (964) – (964) –Atualização monetária de obrigações por aquisições (3.125) – (3.125) –Atualização monetária rebaixamento (nota 14) (9.471) (25.115) (9.471) (25.115)Outras (1.770) (1.811) (4.667) (1.811)Total (236.118) (231.794) (296.489) (231.794)Variações cambiais, líquidasGanho (Perda) sobre o repasse de energia - Itaipú (nota 20.1) (642) 8.480 (642) 8.480Marcação a mercado da opção 1.896 – 1.896 –Outras (36) 45 (36) 45Total 1.218 8.525 1.218 8.525Total líquido (145.478) (135.800) (203.836) (135.800)(i) Os juros foram capitalizados a uma taxa média de 12,0% a.a. no exercício findo em 31 de dezembro de 2017 (16,5% a.a. no exercício findo

em 31 de dezembro de 2016), sobre os ativos qualificáveis.

30. PARTES RELACIONADAS

30.1 Transações com partes relacionadas


2017 2016 2017 2016

AtivoContas a receber de partes relacionadas AES Tietê Integra (i) – – 400 – Eletropaulo - Leilão – 4.920 – 4.920Máquinas e equipamentos Boa Hora 3 (i) – – 400 –

– 4.920 800 4.920PassivoFornecedores Eletropaulo - sublocação (ii) 101 27 101 27 Boa Hora 3 (i) – – 400 – AES Tietê Integra (iii) 20 – –Outras obrigações Ônus de acordo bilateral - AES Eletropaulo (iv) 5.333 – 5.333 –Obrigações com entidade de previdência privada FUNCESP - Obrigações pós-emprego (v) (nota 18) 3.954 7.981 3.954 7.981Dividendos e juros sobre o capital próprio a pagar - AES Holdings Brasil 2.565 12.381 2.565 12.381

11.973 20.389 12.353 20.389


2017 2016 2017 2016

ResultadoReceita operacional líquida Eletropaulo - Leilão (iv) (nota 26) 18.511 60.356 18.511 60.356 AES Tietê Integra (i) – – 400 –FUNCESP - Obrigações pós-emprego - Plano previdenciário (v) (nota 18) (3.485) (814) (3.485) (814)Serviços de terceiros: AES Tietê Integra (iii) (20) – – – AES Big Sky (vi) – (69) – (69)Outras receitas e despesas Sublocação: AES Eletropaulo (ii) (1.194) (1.091) (1.194) (1.091) Doações ao Instituto AES Brasil (vii) (1.358) – (1.358) – Ônus de acordo bilateral - AES Eletropaulo (iv) (7.738) – (7.738) –Resultado financeiro Variações Monetárias - atualização do ônus de acordo bilateral (iv) (401) – (401) – Variações Monetárias - AES Sul (Ordem 288) – (2.189) – (2.189)

4.315 56.193 4.735 56.193(i) Contrato de prestação de serviços entre as controladas AES Tietê Integra e Boa Hora 3, tendo como finalidade a construção de uma

subestação para conexão do Complexo Solar Boa Hora, detalhado na nota explicativa nº 4.2.(ii) Corresponde ao contrato de sublocação de parte de imóvel comercial celebrado entre a Eletropaulo (sublocadora) e a Companhia

(sublocatária), pelo prazo de 10 anos. A ANEEL aprovou a operação por meio do despacho nº 2.804/2012.(iii) Contrato de prestação de serviços celebrado entre a controlada AES Tietê Integra e Companhia, tendo como finalidade o reparo e manutenção

de equipamentos elétrico e eletrônico, com vigência de 30 dias.(iv) A partir de janeiro de 2016, a Companhia passou a vender energia através de leilão - CCEAR, em consonância com as regras estabelecidas

e reguladas pela ANEEL, para a Eletropaulo. O contrato tem prazo de duração de 3 anos e preço médio de R$142,00, e o volume envolvido é de aproximadamente 49,7 MWm. Por se tratar de um contrato regulado, o mesmo não foi submetido à anuência da ANEEL. Conforme mencionado na nota explicativa nº 1, foi aprovada a rescisão deste contrato a partir de maio de 2017 e a Companhia arcou com o ônus tarifário da Eletropaulo no montante de R$7.738.

(v) A Companhia é parte integrante do Conselho Deliberativo do fundo, possuindo influência significativa na administração do mesmo. Os detalhes do plano previdenciário com a FUNCESP estão demonstrados na nota explicativa nº 18.

(vi) Refere-se ao valor da contratação da prestação de serviços de gestão e administração, suporte e hospedagem dos serviços de mensagem eletrônica da Companhia com a empresa AES Big Sky. Este contrato foi rescindido em setembro de 2016.

(vii) A Companhia integra os membros associados do Instituto AES Brasil. A partir de 2017, o Instituto AES Brasil consolida a atuação social voluntária das empresas do Grupo AES Brasil visando dar maior capilaridade e impacto aos projetos já existentes, e criar novas possibilidades de impacto social. As doações efetuadas ao Instituto AES Brasil têm o objetivo de subsidiar projetos que impulsionem a inovação social, viabilizando novas soluções de energia e de geração de renda que promovam transformações positivas na vida das pessoas e das comunidades.

Contrato de Cooperação Recíproca A Companhia e a Eletropaulo assinaram em 05 de junho de 2014 um Contrato de Cooperação Recíproca para Implantação do Projeto de

Reflorestamento Ciliar, pelo prazo de 4 anos. A Companhia, como condicionante da licença de operação, precisa recompor a cobertura vegetal no entorno dos reservatórios e manter um viveiro de mudas. Assim a Companhia elaborou um Plano de Reflorestamento com previsão de conclusão até o final da concessão (2029) e conta com a formação de parcerias para seu cumprimento.

Já a Eletropaulo, em decorrência de manutenções e obras nas redes de distribuição e subtransmissão, possui Termos de Compromisso de Recuperação Ambiental (“TCRAs”) celebrados com a Companhia Ambiental do Estado de São Paulo (“CETESB”) a serem cumpridos. Desta forma a parceria se caracteriza com: (i) a Companhia indicando os espaços disponíveis para o reflorestamento e fornecendo as mudas gratuitamente e (ii) a Eletropaulo sendo a responsável pela execução do projeto e manutenção da área reflorestada.

Através desta parceria já foram plantados 116,98 hectares, sendo 50,7 hectares no Reservatório da Usina Hidrelétrica de Promissão e 66,28 hectares na Usina Hidrelétrica de Água Vermelha. A ANEEL aprovou a operação por meio do despacho nº 719/2014. Por se tratar de contrato de cooperação, não há impactos a serem demonstrados como parte relacionadas.

30.2 Remuneração da alta administração A remuneração da alta administração é composta pela Diretoria Estatutária e Conselho de Administração. A remuneração nos exercícios findos em

31 de dezembro de 2017 e 2016 é apresentada a seguir:


2017 2016

Benefícios de curto prazo (a) 5.501 6.216Benefícios pós-emprego (b) 76 75Outros benefícios de longo prazo (c) 159 187Benefícios de rescisão contrato de trabalho 1 489Remuneração baseada em ações (d) 212 147Total 5.949 7.114a) Compostos por ordenados, salários e contribuições para a previdência social e benefícios não monetários (tais como assistência médica,

moradia, automóveis e bens ou serviços gratuitos ou subsidiados);b) Compostos por pensões, outros benefícios de aposentadoria, seguro de vida pós-emprego e assistência médica pós-emprego;c) Compostos por licença remunerada, gratificação por tempo de serviço, participação nos lucros, gratificações e outras compensações

diferidas; ed) Compostos por ações e opções de ações da The AES Corporation outorgadas à alta administração.

A remuneração dos administradores é aprovada pelos acionistas em Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária, com exceção ao plano de remuneração baseado em ações que é administrado e custeado pela The AES Corporation.

31. SEGUROS

Em 31 de dezembro de 2017, a cobertura de seguros, considerada suficiente pela Administração da Companhia para cobrir eventuais sinistros e responsabilidade civil, é resumida como segue:

Período de vigência

Risco de até Importância segurada

Riscos operacionais - Hidrelétricas 31/12/2017 31/12/2018 3.250.000Seguro terrorismo 31/12/2017 31/12/2018 975.000Vida em grupo 01/01/2018 01/01/2019 25 X salário, com o máximo de R$ 1.833Responsabilidade civil geral 01/04/2017 01/04/2018 40.000Riscos ambientais 01/04/2017 01/04/2018 10.000Frota veículos - RCF 01/04/2017 01/04/2018 RCFV Garantia única R$ 1.000Responsabilidade civil de administradores- D&O 01/04/2017 01/04/2018 100.000

Os limites de proteção são compartilhados entre algumas empresas do Grupo AES, com exceção do seguro de frota veículos - RCF, que tem limite de proteção contratado individualmente por veículo. Para todos os seguros, o prêmio é pago individualmente por cada empresa, conforme o critério de rateio aplicável a cada apólice.

O seguro terrorismo é complementar ao seguro de riscos operacionais e faz parte do programa de proteção dos ativos do Grupo AES Brasil. As apólices corporativas de Responsabilidade Civil Geral, Riscos Ambientais e D&O passaram a contemplar os parques eólicos adquiridos.

32. INSTRUMENTOS FINANCEIROS E GERENCIAMENTO DE RISCOS

32.1 Instrumentos financeiros32.1.1 Valor justo e classificação dos instrumentos financeiros Os principais instrumentos financeiros, classificados de acordo com as práticas contábeis adotadas pela Companhia e suas controladas são

como segue:

Consolidado

2017 2016

NotasValor

contábilValor justo

Valor contábil

Valor justo Categoria

ATIVO (Circulante e não circulante)Caixa e equivalentes de caixa 5 134.593 134.593 72.086 72.086 Empréstimos e recebíveisInvestimentos de curto prazo 5 1.069.928 1.069.928 505.531 505.531 Ativos financeiros disponíveis

para vendaContas a receber de clientes 6 326.070 326.070 159.972 159.972 Empréstimos e recebíveisDerivativos - opções de compra de moeda estrangeira 32.2 13.163 13.163 – –

Mensurados ao valor justo por meio do resultado

Derivativos - ganhos não realizados em operações de hedge 32.2 945 945 – – Operações de hedgeContas a receber de partes relacionadas 30 – – 4.920 4.920 Empréstimos e recebíveisCauções e depósitos vinculados 10 221.188 221.188 5.108 5.108 Empréstimos e recebíveisTotal 1.765.887 1.765.887 747.617 747.617PASSIVO (Circulante e não circulante)

Fornecedores 14 843.105 843.105 411.782 411.782Passivos financeiros pelo custo amortizado

Empréstimos, financiamentos e debêntures 16 3.589.621 3.596.962 1.446.570 1.482.595

Passivos financeiros pelo custo amortizado

Dividendos e juros sobre capital próprio a pagar 11.646 11.646 52.569 52.569

Passivos financeiros pelo custo amortizado

Total 4.444.372 4.451.713 1.910.921 1.946.946 A rubrica Investimentos de curto prazo é composta basicamente por certificados de depósitos bancários (CDBs) e fundo de investimento, os quais

são marcados a mercado mensalmente com base na curva da taxa CDI para a data final do exercício, conforme definido em sua data de contratação. Para a rubrica Debêntures, empréstimos e financiamentos o método de mensuração utilizado para cômputo do valor de mercado foi o fluxo de caixa

descontado, considerando expectativas de liquidação desses passivos e taxas de mercado vigentes, respeitando as particularidades de cada instrumento na data do balanço.

Para as demais rubricas, o valor contábil dos instrumentos financeiros é uma aproximação razoável do valor justo. Logo, a Companhia e suas controladas optaram por divulgá-los com valores equivalentes ao valor contabilizado.

32.1.2 Hierarquia do valor justo A tabela abaixo apresenta os instrumentos financeiros registrados a valor justo, conforme método de mensuração:

2017 2016

Valor justo

MensuraçãoValor justo

Mensuração

Nível 1 Nível 2 Nível 3 Nível 1 Nível 2 Nível 3

ATIVOInvestimentos de curto prazo 1.069.928 – 1.069.928 – 505.531 – 505.531 –Derivativos - opções de compra de moeda estrangeira 13.163 – 13.163 – – – – –Derivativos - ganhos não realizados em operações de hedge 945 – – 945 – – – –Total - Ativo 1.084.036 – 1.083.091 945 505.531 – 505.531 –

A mensuração dos instrumentos financeiros está agrupada em níveis de 1 a 3, com base no grau em que seu valor justo é cotado: Nível 1 - preços cotados nos mercados ativos para ativos e passivos idênticos; Nível 2 - outras técnicas para as quais todos os dados que tenham efeito significativo sobre o valor justo registrado sejam observáveis,

direta ou indiretamente; e Nível 3 - técnicas que usam dados que tenham efeito significativo no valor justo registrado que não sejam baseados em dados observáveis no

mercado. Durante os exercícios findos em 31 de dezembro de 2017 e 2016, não houve transferência decorrente de avaliação de valor justo entre os níveis 1 e 2.32.1.3 Exposição ao risco de preços entre submercados que são objeto hedge de fluxo de caixa A Companhia está exposta a risco de diferenças de preços entre submercados decorrentes de contratos de venda de energia no submercado

Nordeste e da alocação de energia no MRE, caso esta se dê em um submercado distinto daquele onde a energia é gerada. A hidrologia crítica que vem se realizando no NE nos últimos anos indica que as diferenças de preços entre os submercados podem se manter nos próximos anos.

Com o objetivo de mitigar o risco referente ao contrato de venda de energia no NE, a Companhia efetuou operações de compra no submercado NE e revenda do volume no submercado SE, que foram realizadas com a mesma contraparte para travar a exposição dos preços de submercados para os anos de 2017 e 2018. Estas operações de compra e venda de energia foram firmadas com o objetivo exclusivo de mitigação de risco.

Em função das características dos referidos contratos, a Companhia aplicou as regras de contabilidade de hedge de fluxo de caixa para o seu registro contábil.

Para que uma relação de cobertura seja classificada como hedge accounting, deve ser demonstrada a sua efetividade. Assim, foram executados testes prospectivos e retrospectivos de modo a demonstrar que as alterações no valor justo do item coberto são compensadas por alterações no valor justo do instrumento de cobertura, no que diz respeito ao risco coberto. Qualquer inefetividade apurada deve ser reconhecida no resultado no momento em que ocorre. Estes contratos representam em 31 de dezembro de 2017 uma cobertura de 97% da exposição e efetividade de aproximadamente 100%.

A metodologia de contabilização e apuração deste instrumento financeiro leva em consideração o valor justo, classificado na hierarquia nível 3, no reconhecimento inicial e a cada período em que são novamente mensurados. Como técnica de valoração do valor justo, a Companhia usou um modelo desenvolvido internamente e aplicou técnicas de avaliação do valor presente por desconto de fluxo de caixa futuros dos contratos de compra e venda de energia. As premissas foram definidas com base em informações históricas de mercado, indicadores macroeconômicos e projeções do PLD (Preço de Liquidação das Diferenças). Na projeção do PLD utilizou-se modelos computacionais para formação de preço, além de premissas internas como hidrologia, despacho térmico, expansão da matriz energética e projeções da carga.

A parcela efetiva das variações no valor justo dos derivativos designados e qualificados como “hedge de fluxo de caixa” foi reconhecida no patrimônio líquido em outros resultados abrangentes no montante de R$945 em contrapartida ao ativo, na rubrica “Ganhos não realizados em operações de hedge”. Os valores acumulados no patrimônio serão transferidos para o resultado quando o item protegido afetar o resultado do exercício, de acordo com a competência. Até 31 de dezembro de 2017, o valor reconhecido no resultado com efeito redutor do custo com energia comprada no mercado de curto prazo foi no montante de R$1.314.

32.2 Instrumentos derivativos Com o objetivo de minimizar impactos negativos e obter cobertura de risco de câmbio na compra futura de painéis solares fotovoltaicos e inversores

para o Parque Solar Boa Hora e AGV, em 2017, a Companhia contratou operações de compra de opções de compra de moeda estrangeira, com contrapartes diferentes. A contratação destas operações não apresenta caráter especulativo.

Em 31 de dezembro de 2017, os montantes contratados foram de US$61.200 mil e €1.500 mil, que representam R$199.942 e R$5.550, respectivamente, com vencimentos entre 30 de abril de 2018 a 01 de outubro de 2018. O preço médio de exercício das opções de dólar é de R$3,30 e das opções de euro é de R$3,70.

Os derivativos foram inicialmente reconhecidos ao valor justo na data de contratação e foram posteriormente remensurados pelo valor justo no encerramento do exercício. Eventuais ganhos ou perdas são reconhecidos no resultado imediatamente.

O valor justo das opções foi calculado com base no Modelo Black Scholes de Precificação de Opções, envolvendo as seguintes variáveis: valor do ativo objeto, preço de exercício da opção, taxa de juros, prazo e volatilidade.

A volatilidade foi determinada com base nos cálculos da precificação média do mercado, dólar futuro e outras variáveis aplicáveis, tendo a opção de dólar uma variação média de 12,63% e a opção de euro uma variação média 12,93%.

A Companhia não adotou contabilidade de hedge (hedge accounting) para as referidas opções de compra, pois há alguma incerteza relacionada ao cronograma dos fluxos de caixa futuros. (não considerados prováveis, uma vez que foram executados antes do fechamento dos projetos solares).

32.3 Gerenciamento de riscos A Companhia e suas controladas estão expostas principalmente a risco de mercado, risco de crédito e risco de liquidez, além de riscos adicionais

descritos nesta nota explicativa. A ocorrência de qualquer um dos riscos abaixo poderá afetar adversamente a Companhia, podendo causar um efeito em suas operações, sua condição financeira ou em seus resultados operacionais. A estrutura de gerenciamento de riscos, assim como os principais fatores de riscos estão descritos a seguir:

(a) Estrutura de gerenciamento de riscos A estrutura organizacional de gerenciamento de riscos da Companhia e suas controladas contam com as áreas de Gestão de Riscos, Controles

Internos, Auditoria Interna e Ética e Compliance. Gestão de Riscos A Política de Gestão de Riscos tem como objetivo fornecer as diretrizes gerais para a Gestão de Riscos da Companhia, visando conceituar e

documentar os princípios de Gestão de Riscos e atividades relacionadas. A área de Gestão de Riscos é responsável por disseminar a cultura de gestão de riscos estratégicos, obter o grau de exposição a risco ao qual a

Companhia está exposta, definir padrões a serem seguidos pela Companhia no que tange Gestão de Riscos, supervisionar e controlar relatórios de risco e definir gestores e responsáveis pelos riscos nas áreas de negócio.

É de responsabilidade do Conselho de Administração avaliar e deliberar sobre as questões de Gestão de Riscos estratégicos, incluindo aprovar e avaliar política e modelo de Gestão de Riscos.

A Diretoria exerce a função de assegurar a avaliação dos riscos estratégicos e planos de ação recomendados para a mitigação dos riscos. Os riscos estratégicos podem ser categorizados como riscos estratégico, financeiro, compliance, tecnologia, operacional, mercado, legal, regulatório, ambiental e crédito.

A Diretoria também deve fornecer sua percepção em relação aos riscos tangíveis e intangíveis aos quais suas respectivas áreas de negócios estão expostas. Para assessoramento da Diretoria Executiva, existe o Comitê de Gestão de Riscos, que tem como principal objetivo a supervisão e monitoramento do processo de riscos reportados pela área de gestão de riscos, onde são avaliados e validados os modelos de Gestão de Risco, o portfólio e os riscos relevantes da Companhia além de aprovar metas e ações e priorizar recursos para mitigação dos riscos aos qual a Companhia está exposta.

Compete ao Conselho Fiscal fiscalizar a avaliação dos riscos prioritários da Companhia bem como, em bases periódicas, discutir com a administração sua percepção quanto aos riscos tangíveis e intangíveis identificados pela Administração.

Controles Internos A área de Controles Internos tem como principal atribuição assessorar as áreas de negócio na revisão de processos e implementação de controles

para garantir exatidão das informações financeiras e o cumprimento das leis, normas, regulamentos e/ou procedimentos internos. Auditoria Interna A Companhia conta com uma área de Auditoria Interna, que atua em três segmentos: operacional, financeiro e tecnologia da informação. O primeiro

segmento avalia todos os processos e procedimentos ligados à operação da Companhia, o segundo avalia as demonstrações contábeis e os controles associados e o terceiro os controles de segurança da informação, todos em conformidade com a Lei norte-americana Sarbanes-Oxley, exigências da legislação brasileira, normas regulatórias do setor elétrico e normas e procedimentos internos.

A Companhia realiza anualmente uma auto-avaliação de seu ambiente de controle com o objetivo de validar a eficácia dos controles chave implementados para garantir a exatidão das demonstrações contábeis. Em caso de identificação de pontos de melhoria, a Companhia elabora planos de ação, definindo prazos e responsabilidades, para garantir a mitigação de todos os riscos associados.

O plano anual de auditoria é elaborado em conformidade com o resultado da avaliação de riscos e tem como principal objetivo prover avaliação independente sobre riscos, ambiente de controle e deficiências significativas que possam impactar as demonstrações contábeis e processos da Companhia. Eventuais deficiências ou não conformidades são remediadas por meio de planos de ação estabelecidos pelos responsáveis pelos processos, revisados pela área de Controles Internos, caso possuam impacto nas demonstrações financeiras, e sua implementação devidamente acompanhada pelas áreas de Controles Internos, quando aplicável, e Auditoria Interna.

O plano de auditoria é aprovado pelo Comitê de Auditoria da AES Corporation, pela Diretoria e Conselho de Administração da Companhia. Além disto, o resultado das respectivas auditorias e a evolução das implementações ou regularizações dos planos de ação são apresentados periodicamente aos Diretores, Vice-Presidentes e Conselho Fiscal.

Ética e Compliance A Companhia está comprometida em manter os mais altos padrões éticos e legais em todas as suas transações comerciais. Para tanto, potenciais

parceiros de negócios são submetidos a um processo de análise e aprovação interna da Companhia, conduzido pela área de Ética e Compliance, cujo principal objetivo é “conhecer” os seus parceiros e avaliar os riscos trazidos pelas transações a serem analisadas.

Em caso de denúncia ou suspeita de fraude ou irregularidade, a questão será investigada pela área de Ética e Compliance e com base na conclusão do processo investigativo, medidas de remediação apropriadas - sejam medidas administrativas, mudanças de controles, implementação ou ajuste de processos, etc. - serão tomadas tempestivamente. Se houver um eventual impacto material nas informações contábeis intermediárias, os dados gerados pelo processo investigativo serão devidamente informados à governança da Companhia, incluindo alta administração e Conselho de Administração, com as respectivas ações tomadas e planos de remediação.

(b) Riscos resultantes de instrumentos financeiros A Companhia e suas controladas possuem exposição para os seguintes riscos resultantes de instrumentos financeiros:(b.1) Risco de crédito Consiste no risco da Companhia e suas controladas incorrerem em perdas devido a um cliente ou uma contraparte do instrumento financeiro não

cumprir com suas obrigações contratuais. O risco é basicamente proveniente de: contas a receber de clientes, caixa e equivalentes de caixa e investimentos de curto prazo.

Contas a receber A partir de 1º de janeiro de 2016, as vendas de energia da Companhia estão sendo efetuadas para consumidores livres, comercializadoras,

distribuidoras e geradoras por meio de contratos bilaterais e em contratos no ambiente regulado (leilões de energia), tanto no longo como no curto prazo. Nos contratos bilaterais de venda de energia no longo prazo no ambiente de contratação livre, a Companhia possui três processos focados na mitigação de risco: (i) Análise de Crédito: Análises de demonstrativos financeiros dos clientes, concorrência, setor econômico de atuação e restritivos externos junto a bureaus de crédito, (ii) cálculo do rating de acordo com modelo interno e (iii) exigência de garantias: conforme análise de crédito, rating e condições contratuais. Para o mercado de curto prazo, eventuais inadimplências nos contratos de venda estão sujeitas à regulamentação da ANEEL, a qual tem a finalidade de garantir a liquidez no mercado de energia.

As vendas realizadas no ambiente regulado possuem como garantia os recebíveis da parte contratante, os quais são firmados por meio de contratos de constituição de garantias.

Caixa e equivalentes de caixa e investimentos de curto prazo Risco associado às aplicações financeiras depositadas em instituições financeiras que estão suscetíveis às ações do mercado e ao risco a ele

associado, principalmente à falta de garantias para os valores aplicados, podendo ocorrer perda destes valores. A Companhia e suas controladas atuam de modo a diversificar o risco de crédito junto às instituições financeiras, centralizando as suas transações

apenas em instituições de primeira linha e estabelecendo limites de concentração, seguindo suas políticas internas quanto à avaliação dos investimentos em relação ao patrimônio líquido das instituições financeiras e aos respectivos ratings das principais agências.

A Companhia e suas controladas utilizam a classificação das agências Fitch Ratings (Fitch), Moody’s ou Standard & Poor’s (S&P) para identificar os bancos elegíveis de composição da carteira de investimentos. Quaisquer instituições financeiras que apresentem, em pelo menos uma das agências de risco, rating inferior ao estabelecido (AA-), em escala nacional em moeda local, não poderão fazer parte da carteira de investimentos.

Quanto aos valores de exposição máxima por instituições financeiras, vale o mais restritivo dos seguintes critérios definidos pela Companhia: (i) Critério de Caixa: Aplicações de no máximo 20% (Patrimônio Líquido (PL) da instituição financeira inferior a R$6.000.000) até 25% (PL superior a R$6.000.000) do total da carteira por instituição financeira. (ii) Critério de Patrimônio Líquido da Companhia: Aplicações de no máximo 20% de seu PL por instituição financeira; e (iii) Critério de PL da instituição financeira recebedora de recursos: Cada instituição financeira poderá receber recursos de no máximo 3% (PL inferior a R$6.000.000) até 5% (PL superior a R$6.000.000) de seu PL. Vale o mais restritivo dos critérios i, ii e iii.

O valor contábil dos ativos financeiros representa a exposição máxima do crédito. A exposição máxima ao risco do crédito na data-base de 31 de dezembro de 2017 é a seguinte:

2017

Caixa e equivalentes de caixa 134.593Investimentos de curto prazo 1.069.928Contas a receber de clientes 326.070Derivativos - opções de compra de moeda estrangeira 13.163Derivativos - ganhos não realizados em operações de hedge 945Total da exposição 1.544.699

(b.2) Risco de gerenciamento de capital A Companhia e suas controladas controlam suas estruturas de capital de acordo com as condições macroeconômicas e setoriais, de forma a

possibilitar os pagamentos de dividendos, maximizar o retorno de capital aos acionistas, bem como a captação de novos empréstimos e emissões de valores mobiliários junto ao mercado financeiro e de capitais, entre outros instrumentos que julgar necessário.

De forma a manter ou ajustar a estrutura de capital, a Companhia pode revisar a sua prática de pagamento de dividendos, aumentar o capital através de emissão de novas ações ou vender ativos para reduzir o nível de endividamento, se for o caso.

A Companhia e suas controladas também monitoram constantemente sua liquidez e os seus níveis de alavancagem financeira, além de buscar o alongamento do perfil de suas dívidas, de forma a mitigar o risco de refinanciamento.

A Companhia e suas controladas incluem dentro da estrutura de dívida liquida: debêntures, empréstimos, financiamentos e arrendamentos financeiros, menos caixa e equivalentes de caixa e investimentos de curto prazo.

Na tabela abaixo, está demonstrado o índice de alavancagem financeira:


2017 2016 2017 2016

Empréstimos, financiamentos e debêntures (nota 16) 2.458.404 1.446.570 3.589.621 1.446.570Caixa e equivalentes de caixa (nota 5) (44.294) (72.086) (134.593) (72.086)Investimentos de curto prazo (nota 5) (1.067.545) (505.531) (1.069.928) (505.531)Dívida líquida 1.346.565 868.953 2.385.100 868.953Patrimônio líquido 1.557.690 1.557.690 1.557.690 1.578.099Índice de alavancagem financeira 86,45% 55,78% 153,12% 55,06%

Do endividamento financeiro total consolidado em 31 de dezembro de 2017, 28,26% (17,68% em 31 de dezembro de 2016) era de curto prazo e o prazo médio é de 4,2 anos (2,7 anos em 31 de dezembro de 2016).

Além do endividamento financeiro apresentado acima, a Companhia e suas controladas monitoram sua situação financeira com base em índices financeiros utilizados para fins de covenants, conforme nota explicativa nº 16.7.

(b.3) Risco de liquidez O risco de liquidez acontece com a dificuldade de cumprir com obrigações contratadas em datas previstas. A Companhia e suas controladas adotam como política de gerenciamento de risco: (i) manter um nível mínimo de caixa como forma de assegurar a

disponibilidade de recursos financeiros; (ii) monitorar diariamente os fluxos de caixa previstos e realizados, (iii) manter aplicações financeiras com vencimentos diários ou que fazem frente aos desembolsos, de modo a promover máxima liquidez; (iv) estabelecer diretrizes para contratação de operações de hedge exclusivamente para mitigação dos riscos financeiros da Companhia, bem como a operacionalização e controle destas posições.

A tabela a seguir apresenta informações sobre os vencimentos futuros dos passivos financeiros da Companhia e suas controladas. Para a rubrica “Debêntures” e “Empréstimos e Financiamentos” estão sendo considerados os fluxos de caixa projetados. Por se tratar de uma projeção, estes valores diferem dos divulgados na nota explicativa nº 16. As informações refletidas na tabela abaixo incluem os fluxos de caixa de principal e juros.

Posição em 31 de dezembro de 2017Menos de 3 meses

De 3 a 12 meses

De 1 a 2 anos

De 2 a 5 anos

Mais que 5 anos

Fornecedores 843.105 – – – –Debêntures – 112.414 123.954 1.497.736 593.930Empréstimos e financiamentos 16.462 1.020.765 53.480 174.749 676.970Arrendamento financeiro 91 359 241 165 –Dividendos e juros sobre capital próprio a pagar – 11.646 – –Total 859.658 1.145.184 177.675 1.672.650 1.270.900

De acordo com o CPC 40 Instrumentos Financeiros: Evidenciação, quando o montante a pagar não é fixado, o montante evidenciado é determinado com referência às condições existentes na data de encerramento do exercício. Portanto, o CDI, IPCA e TJLP utilizados nas projeções correspondem aos índices verificados na data de 31 de dezembro de 2017.

(b.4) Riscos de mercado Os principais riscos de mercado aos quais a Companhia e suas controladas estão expostas são os seguintes: Riscos de taxas de juros A Companhia e suas controladas possuem debêntures, empréstimos e financiamentos remunerados pela variação do DI, IPCA e TJLP, acrescidos

de juros contratuais. Consequentemente, está exposta à flutuação destas taxas de juros e índices, impactando suas despesas financeiras. Em 31 de dezembro de 2017, as aplicações financeiras da Companhia e suas controladas foram alocadas em CDBs, operações compromissadas

e fundo de investimentos, rentabilizadas pelo CDI. O montante de exposição líquida da Companhia e suas controladas aos riscos de taxas de juros na data-base de 31 de dezembro de 2017 é:




Companhia Aberta

2017

Caixa e equivalentes de caixa 43.768Investimentos de curto prazo 1.069.928Empréstimos, financiamentos e debêntures (nota 16) (3.615.006)Total da exposição líquida (2.501.310)

Os montantes de debêntures, empréstimos e financiamentos apresentados na tabela acima referem-se somente às dívidas indexadas ao CDI, IPCA e TJLP, não contemplam os saldos de custos a amortizar.

Análise de sensibilidade ao risco de taxa de juros e moeda estrangeira Com a finalidade de verificar a sensibilidade dos indexadores nos investimentos, nas dívidas e nas opções de compra aos quais a Companhia e

suas controladas estavam expostas na data-base de 31 de dezembro de 2017, foram definidos 05 cenários diferentes para risco de taxa de juros e moeda estrangeira.

Para cada cenário foi calculada a receita e despesa financeira bruta, que representa o efeito esperado no resultado e/ou patrimônio líquido para um ano em cada cenário projetado, não levando em consideração incidência de tributos e o fluxo de vencimentos de cada contrato programado. A data-base utilizada da carteira foi 31 de dezembro de 2017, projetando os índices para um ano e verificando a sensibilidade dos mesmos em cada cenário.

Risco de taxa de juros Com base no relatório FOCUS do Banco Central do Brasil de 29 de dezembro de 2017, foi extraída a projeção dos indexadores CDI, IPCA e TJLP

para um ano e assim definindo-o como o cenário provável; a partir deste foram calculadas variações de 25% e 50% das aplicações financeiras, debêntures, empréstimos e financiamentos.

Projeção Receitas Financeiras - 01 ano

Aplicações financeiras RiscoPosição em 31.12.2017

Cenário I (-50%)

Cenário II (-25%)

Cenário Provável

Cenário III (+25%)

Cenário IV (+50%)

CDI 3,38% 5,06% 6,75% 8,44% 10,13%Caixa e equivalentes de caixa CDI 43.768 1.479 2.215 2.954 3.694 4.434Investimentos de curto prazo CDI 1.069.928 36.164 54.138 72.220 90.302 108.384Impacto no resultado 37.643 56.353 75.174 93.996 112.818

Projeção Despesas Financeiras - 01 ano

Dívidas RiscoPosição em 31.12.2017

Cenário I (-50%)

Cenário II (-25%)

Cenário Provável

Cenário III (+25%)

Cenário IV (+50%)

CDI 3,38% 5,06% 6,75% 8,44% 10,13%Debêntures - 6ª Emissão (1ª Série) CDI (693.514) (29.893) (41.649) (53.475) (65.301) (77.127)Nota promissória - 3ª emissão CDI (944.468) (45.104) (61.186) (77.363) (93.540) (109.717)Impacto no resultado (74.997) (102.835) (130.838) (158.841) (186.844)IPCA 1,98% 2,97% 3,96% 4,95% 5,94%Debêntures - 1ª Emissão (1ª Série) IPCA (87.681) (8.541) (9.475) (10.409) (11.343) (12.277)Debêntures - 1ª Emissão (2ª Série) IPCA (82.896) (8.294) (9.180) (10.065) (10.950) (11.835)Debêntures - 4ª Emissão (3ª Série) IPCA (333.146) (35.237) (38.813) (42.389) (45.965) (49.541)Debêntures - 5ª Emissão IPCA (185.752) (16.067) (18.026) (19.985) (21.944) (23.903)Debêntures - 6ª Emissão (2ª Série) IPCA (326.909) (29.076) (32.532) (35.988) (39.444) (42.899)Impacto no resultado (97.215) (108.026) (118.836) (129.646) (140.455)TJLP 3,50% 5,25% 7,00% 8,75% 10,50%Repasse BNDES TJLP (693.047) (44.915) (57.393) (69.870) (82.348) (94.825)Repasse BNDES (Banco do Brasil) TJLP (262.706) (16.264) (20.981) (25.698) (30.415) (35.132)BNDES (Subcrédito Social) TJLP (4.887) (171) (257) (342) (428) (513)Impacto no resultado (61.350) (78.631) (95.910) (113.191) (130.470)Total da exposição líquida (195.919) (233.139) (270.410) (307.682) (344.951)

Risco de moeda estrangeira Com propósito de proteger suas operações contra os riscos de flutuação na taxa de câmbio, a Companhia contratou instrumentos financeiros

derivativos (opções de compra de moeda estrangeira - vide nota nº 32.2). A taxa de câmbio considerada na data-base de 31 de dezembro de 2017 foi obtida na B3, sendo R$3,31 para o dólar e R$3,98 para o euro.

Para a análise de sensibilidade das opções de compra de moeda estrangeira, tanto na de dólar como na de euro, foram analisados isoladamente a volatilidade, para apurar as variações no valor justo das opções.

Projeção Resultado Financeiro - 01 ano

Instrumentos RiscoPosição em 31.12.2017

Cenário I (-50%)

Cenário II (-25%)

Cenário Provável

Cenário III (+25%)

Cenário IV (+50%)

Derivativos - opções de compra de moeda estrangeira Dólar 12.607 (3.292) (282) 1.743 3.175 4.235Derivativos - opções de compra de moeda estrangeira Euro 556 (8) 93 153 192 220Impacto no resultado (3.300) (189) 1.896 3.367 4.455

(b.5) Risco de aceleração de dívidas A Companhia tem contratos de dívida (emissões de debêntures, empréstimos e financiamentos) com cláusulas restritivas (“covenants”)

normalmente aplicáveis a esses tipos de operações, relacionadas ao atendimento de índices econômico-financeiros, geração de caixa e outros. Essas cláusulas restritivas foram atendidas e não limitam a capacidade de condução do curso normal das operações. Em 31 de dezembro de 2017, a Companhia e suas controladas estavam cumprindo os termos dos covenants (vide nota explicativa nº 16.7).

Caso a Companhia não consiga cumprir, com as cláusulas restritivas de seus contratos de debêntures, empréstimos e financiamentos, tais operações poderão ser vencidas antecipadamente, o que teria um impacto adverso no fluxo de caixa da Companhia.

(c) Outros riscos considerados relevantes(c.1) Risco de regulação As atividades da Companhia e suas controladas, assim como de seus concorrentes são regulamentadas e fiscalizadas pela ANEEL. Qualquer

alteração no ambiente regulatório poderá exercer impacto sobre suas atividades. A Companhia, baseada em análise da legislação pertinente e apoiada por seus assessores jurídicos, considera que os investimentos oriundos do projeto básico serão reembolsados pelo Poder Concedente, bem como aqueles realizados após a assinatura do contrato de concessão que não estiverem totalmente depreciados ao final da concessão. No entanto, há risco dos investimentos realizados em modernização e reformas desde a licitação da Companhia não serem reconhecidos pelo Poder Concedente e, portanto, não indenizados, uma vez que a regulamentação vigente, publicada para usinas que tiveram sua concessão renovada, ainda não se aplica à Companhia.

(c.2) Risco hidrológico Geração hidrelétrica no Brasil A energia produzida pelas geradoras no Brasil é destinada ao Sistema Interligado Nacional (SIN), que é constituído por usinas das regiões Sul,

Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e de parte da região Norte do País. As atividades de coordenação e controle da operação do sistema elétrico são executadas pelo ONS, que procura gerir os recursos energéticos de forma a garantir o despacho ótimo e a segurança do abastecimento energético em todo o País.

As variações climáticas podem ocasionar excedentes ou escassez de produção hidrelétrica em determinadas regiões e em determinados períodos do ano, uma vez que o volume de energia gerado pelas usinas hidrelétricas depende do índice pluviométrico (vazões) e do volume acumulado de água em seus reservatórios, que determinam o despacho otimizado do ONS. O SIN possibilita que toda energia gerada no sistema seja transmitida e distribuída da forma mais adequada por todo o País, permitindo a troca de energia entre as regiões, além de obter benefícios da diversidade das bacias hidrográficas.

De acordo com as regras do MRE, o volume total de energia hidrelétrica gerada no mecanismo é alocado para cada usina hidroelétrica do SIN participante deste mecanismo, de forma proporcional aos seus respectivos níveis de garantia física (ou energia assegurada). Essa alocação busca garantir que todas as usinas participantes do MRE atinjam seus níveis de garantia física, independentemente da produção individual de cada planta. Se, após a etapa acima ter sido cumprida, todos os membros do MRE atingirem seus níveis de garantias física e ainda houver saldo de energia produzida, o adicional da geração, designado “Energia Secundária”, é alocado proporcionalmente entre os geradores. A energia secundária alocada, será liquidada no mercado de curto prazo ao Preço de Liquidação das Diferenças (“PLD”).

Da mesma forma, quando a geração de energia for inferior à garantia física total das usinas hidrelétricas do MRE, tal deficit também é rateado, proporcionalmente, entre os participantes do mecanismo, através do GSF, efeito este conhecido como “Rebaixamento” da garantia física no MRE, podendo resultar em exposições no mercado de energia de curto prazo ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).

Nas situações acima também pode ocorrer da alocação de energia no MRE se dar em um submercado distinto daquele onde a energia é gerada, o que pode ou não criar exposições à diferença entre o PLD dos submercados onde a usina se localiza e de origem da energia alocada. Tais exposições, sejam positivas ou negativas, estão sujeitas a um mecanismo de alívio financeiro e podem ser reduzidas ou eliminadas, dependendo da contabilização de curto prazo do mês em que se configurem.

Limites máximo e mínimo do PLD - Resolução Homologatória nº 2190/2016 Anualmente, no mês de dezembro, a ANEEL estabelece os limites máximos e mínimos do PLD que vigorarão durante o ano seguinte.

O PLD máximo é calculado com base no CVU mais elevado de uma Usina Termelétrica em operação comercial, a gás natural, contratada por meio de CCEAR. O cálculo do PLD mínimo considera os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas em regime de cotas, bem como referentes à compensação financeira.

Em 21 de dezembro de 2017, foi homologado pela ANEEL os limites máximo e mínimo do PLD, para o ano de 2018. O PLD mínimo foi estabelecido em R$40,16/MWh, e o PLD máximo, foi estabelecido em R$505,18/MWh com base no Custo Variável Unitário (CVU) da usina termelétrica Mário Lago, determinada como térmica de referência.

Impactos da retração de geração hidroelétrica no MRE/GSF Desde 2014, a geração das usinas hidrelétricas participantes do MRE tem sido menor que as suas respectivas Garantias Físicas, resultando em

GSF, que indica o nível de rebaixamento das Garantias Físicas para efeito da contabilização do mercado de curto prazo, em geral relacionado à hidrologia adversa e PLD elevado, implicando em significativo impacto econômico.

Embora o último período úmido tenha se verificado como o 4° pior da história, a geração das usinas hidrelétricas participantes do MRE no primeiro trimestre de 2017 foi superior as suas respectivas Garantias Físicas, indicando uma energia secundária, principalmente devido à sazonalidade da garantia física das usinas participantes do MRE. Como a afluência de 2017 verificou-se abaixo da média histórica, os níveis dos reservatórios estão ficaram baixos e consequentemente houve redução do volume de geração das hidroelétricas. Devido à baixa afluência, as usinas participantes do MRE geragam abaixo da garantia física, logo, para o ano de 2017, verificou-se rebaixamento.

No início 2017, a Companhia teve comercializado 88% de sua energia, porém diante da expectativa do rebaixamento para este ano a Companhia definiu uma estratégia de redução da exposição ao risco hidrológico. Com esta estratégia nível de contratação da Companhia no final do quarto trimestre era de 78%, a retração do nível de contratação deveu-se a negociação com alguns clientes para a redução de contratos e aquisição de energia. Os 22% restantes da garantia física constituem um mecanismo de proteção contra o risco hidrológico. Importante ressaltar que a margem comercial em 2017 poderá ser impactada principalmente pelo PLD e GSF.

A APINE obteve em 1º de julho de 2015, uma liminar favorável a todas as geradoras elétricas representadas pela associação, entre elas a Companhia, que impede que o GSF seja alocado aos geradores detentores da liminar nas próximas liquidações financeiras da CCEE. Conforme nota explicativa nº 20.3, em 07 de fevereiro de 2018, a Ação Judicial foi julgada improcedente em primeira instância e, consequentemente, revogou os efeitos da liminar que protegia as empresas associadas da APINE dos efeitos do GSF no Mecanismo de Realocação de Energia - “MRE”. Em 14 de fevereiro de 2018, foram opostos embargos de declaração pela APINE, buscando a preservação dos efeitos produzidos pela liminar até a sentença, até o julgamento definitivo da ação, o que foi deferido em 16 de fevereiro de 2018. Adicionalmente, conforme informações dos assessores legais da Companhia, a chance de mérito da ação é classificada como possível. Contudo, em relação a um futuro desembolso de caixa, esse processo é classificado como provável.

Repactuação do GSF No entanto, o Ministério de Minas e Energia (MME) em 18 de agosto de 2015 publicou a medida provisória nº 688/2015 (MP 688/2015), convertida

na Lei 13.203/2015, de 08 de dezembro de 2015, dispondo sobre a repactuação do risco hidrológico de geração de energia elétrica com efeitos a partir de 1 de janeiro de 2015, mediante contrapartida dos geradores hidrelétricos. Em linhas gerais, existiam duas possibilidades para a elegibilidade do gerador com base no seu ambiente de contratação de energia, ACL (Ambiente de Contratação Livre) ou ACR (Ambiente de Contratação Regulada). Em ambos os casos, era necessária a desistência dos geradores nas ações judiciais para assim requererem a repactuação do risco hidrológico.

A ANEEL através da audiência pública nº 32/2015 (AP032) obteve subsídios para estabelecer os critérios de anuência e condições de repactuação do risco hidrológico de usinas hidrelétricas participantes do MRE, descritos na Resolução Normativa ANEEL 684 de 11 de dezembro de 2015, nos termos da Lei 13.203/2015. A Companhia decidiu por não aderir à repactuação proposta por não a considerar atrativa economicamente, decisão esta igual aos demais geradores que possuem contratos de venda de energia no ACL. Vale ressaltar que a liminar continua vigente e, caso a mesma seja cassada, a Companhia terá que desembolsar o montante de R$711.048, na data-base de 31 de dezembro de 2017 (R$314.996 em 31 de dezembro de 2016), o qual já se encontra integralmente provisionado nas informações contábeis. Vide detalhes na nota explicativa nº 14.

A ANEEL reabriu a audiência pública n°45/2016 (AP045), cujo o prazo para contribuição foi encerrado em fevereiro de 2017. O objetivo da audiência foi tratar do custo do deslocamento de geração hidrelétrica decorrente de geração termelétrica que exceder aquela por ordem de mérito econômico (GFOM) e importação de energia elétrica sem garantia física.

Em reunião pública de 18 de abril de 2017, a ANEEL aprovou a AP45/2016 em que estabelece o montante de energia elegível, a valoração e as condições de pagamento para os participantes do MRE, do custo do deslocamento da geração hidráulica decorrente de geração termelétrica que exceder aquela por ordem de mérito e de importação de energia sem garantia física. A aprovação deste mecanismo de mitigação parcial do risco hidrológico não é retroativa, deste modo a liminar ainda permanece válida. O resultado desta AP será válido após o encaminhamento do ONS para a ANEEL da proposta de critérios de elegibilidade para classificação do despacho térmico e após a CCEE encaminhar a alteração da Regra de Comercialização. Como não houve consenso em como o ONS apurar a geração termelétrica por razões elétricas, a ANEEL abriu novamente uma Audiência Pública (83/2017) para tratar da geração térmica fora da ordem de mérito com relação as seguintes questões: (i) critérios de elegibilidade para a geração termelétrica despachada por razões de restrições elétricas, a ser considerada no deslocamento de geração hidrelétrica (GSF); (ii) tratamento para as inflexibilidades termelétricas declaradas na programação diária e em tempo real; e (iii) tratamento da importação de energia sem garantia física. O prazo de contribuição da referida audiência encerrará em 05 de fevereiro de 2018.

Mudanças no cálculo do PLD Com o objetivo de reduzir distorções no sinal de preço de curto prazo, decorrente do despacho térmico fora da ordem de mérito definido na

operação real do sistema, foram iniciadas discussões no setor elétrico sobre a necessidade de ajuste no parâmetro de aversão ao risco adotados nos modelos de formação do preço ou, mesmo, alteração da metodologia de aversão ao risco.

A Comissão Permanente para Análise de Metodologias e Programas Computacionais do Setor Elétrico (“CPAMP”), em reunião realizada em 18 de outubro de 2016, aprovou a utilização de patamar único para a representação do custo de deficit (“custo da falta de energia”) e de novos parâmetros do Valor Condicionado a um Dado Risco (“CVaR”), a serem aplicados no planejamento da operação e na formação de preço. Tais alterações implicam no aumento da aversão ao risco representada nos modelos computacionais. A depender da hidrologia, da oferta de geração, sistema de transmissão, da revisão dos parâmetros nos modelos, da evolução e projeção da carga do SIN, o valor do PLD poderá ser afetado.

Em fevereiro de 2017 o MME determinou ajuste num parâmetro do CVaR, com efeito a partir da primeira semana operativa de maio de 2017. A alteração do parâmetro lâmbda do CVaR de 25 para 40 está associada ao maior grau de aversão a risco na formação de preço.

Na visão da Companhia, tal adequação é importante para que o PLD reflita, com maior precisão, a realidade das condições operativas do SIN. Adicionalmente, espera-se que o aumento na aversão a risco deverá aumentar o despacho térmico na ordem de mérito, reduzindo a necessidade de despacho por segurança energética.

(c.3) Risco de recontratação (volume, preço e diferença de submercado) A estratégia da Companhia é vender energia tanto no ambiente regulado quanto no livre para assegurar a receita da empresa em contratos de

venda. Os preços de recontratação dependem do comportamento e das práticas de mercado e a estratégia de volume de contratação prevê uma reserva para proteção contra o risco hidrológico.

Destaca-se que a Companhia poderá estar sujeita ao risco de diferença de preços entre submercado caso opte por vender energia fora do submercado no qual a sua garantia física está localizada. Neste caso, em se verificando essa diferença de preços, a Companhia deverá assumir a variação positiva ou negativa de preços no mercado de curto prazo.

A Companhia efetuou operações comerciais para mitigar o risco de exposições à diferença de preços entre submercado, conforme detalhado na nota explicativa nº 32.1.3.

(c.4) Risco de alterações na legislação tributária do Brasil O Governo Federal poderá implementar alterações no regime fiscal que afetam a Companhia e suas controladas. Estas alterações podem incluir

desde mudanças nas alíquotas até a cobrança de tributos temporários ou permanentes, cuja arrecadação seja associada a determinados propósitos governamentais específicos. Uma vez que algumas dessas medidas resultem em aumento da carga tributária, poderão influenciar a lucratividade e o resultado financeiro da Companhia e suas controladas. Somente a partir da divulgação do eventual ajuste fiscal é que a Companhia e suas controladas terão condições de avaliar eventuais impactos em seu negócio, inclusive no que se refere à manutenção de seus preços, seus fluxos de caixa projetados ou sua lucratividade.

(c.5) Risco de instabilidade cambial e econômica Instabilidade econômica Os resultados operacionais da Companhia e suas controladas são afetados pelo nível de atividade econômica no Brasil e no mundo.

Uma diminuição da atividade econômica brasileira e mundial tipicamente resulta em redução dos eventos produtivos que, por sua vez, podem implicar na redução das atividades da Companhia e suas controladas. A desaceleração do crescimento do PIB brasileiro e mundial pode afetar os resultados operacionais da Companhia e suas controladas adversamente. A diminuição da atividade econômica resulta em redução dos eventos produtivos que podem por sua vez implicar na redução do consumo de energia, na redução da liquidez dos mercados de energia e na redução dos projetos de expansão para contratação de energia nova.

Instabilidade cambial Eventuais medidas futuras do governo brasileiro, inclusive redução das taxas de juros, intervenção no mercado de câmbio e ações para ajustar ou

fixar o valor do Real poderão desencadear aumento de inflação. Em decorrência de diversas pressões, a moeda brasileira tem sofrido constantes variações com relação ao dólar e outras moedas fortes ao longo

das últimas quatro décadas. Durante todo esse período, o governo brasileiro implementou diversos planos econômicos e utilizou diversas políticas cambiais, incluindo desvalorizações repentinas, minidesvalorizações, sistemas de mercado de câmbio flutuante, controles cambiais e mercado de câmbio duplo.

A desvalorização do Real em relação ao dólar pode criar pressão inflacionária adicional no Brasil e acarretar aumentos das taxas de juros, podendo afetar de modo negativo a economia brasileira como um todo, bem como afetar adversamente a Companhia.

(c.6) Risco socioambiental A instalação e operação de empreendimentos voltados à geração de energia elétrica utilizam e/ou interferem em recursos naturais e podem causar

impactos ambientais. Portanto, as atividades da Companhia e de suas controladas estão sujeitas a diversas leis e regulamentos ambientais que estabelecem padrões de qualidade e de proteção ambiental que devem ser respeitados e que, se violados, podem sujeitar os infratores às sanções administrativas, cíveis e criminais, além da obrigação de reparação de danos ambientais.

Visando o cumprimento da legislação ambiental, a mitigação de eventuais impactos e a melhoria contínua de seus processos de controle, a Companhia mantém o certificado do Sistema de Gestão Ambiental em ISO 14001 para as usinas hidrelétricas. Além disso, todos os empreendimentos em operação possuem licenças ambientais válidas, emitidas pelos órgãos ambientais competentes. No que se refere à segurança das barragens, a Companhia realiza o monitoramento constante das estruturas de barragens das usinas e pequenas centrais hidrelétricas sob sua concessão, acompanhando o seu comportamento por meio de um conjunto de instrumentos para medição de informações (como pressão e vazão da água). A Companhia possui também um sistema operacional para situação de emergência (SOSEm), que define procedimentos e plano de comunicação no caso de enchentes e perigos de alagamento.

A edição de novas leis e regulamentos mais severos ou a ocorrência de eventos não previstos que possam resultar em passivos ambientais significativos pode ter um efeito adverso material sobre os negócios da empresa, não apenas sob o aspecto financeiro, mas também operacional. De acordo com o artigo 75 da Lei nº 9.605, de 1998, o valor máximo de multa por cada descumprimento da lei ambiental é de R$50.000. Há também a necessidade de reparação ou compensação do dano ambiental, se constatado. Em determinadas hipóteses previstas em lei, a ocorrência de eventos danosos ao meio ambiente e o descumprimento de normas e exigências podem se caracterizar como crime ambiental, ocasiões nas quais tanto a empresa quanto seus gestores podem ser responsabilizados.

As diretrizes ambientais adotadas pelas sociedades pertencentes ao grupo econômico da AES, incluindo as sociedades por ela controladas direta ou indiretamente, baseiam-se, entre outros, no princípio de prevenção, na responsabilidade social e no cumprimento da legislação ambiental aplicável ao setor em que atuam. O gerenciamento ambiental de todas as atividades das empresas do grupo AES no Brasil é realizado com foco na proteção ao meio ambiente, na prevenção à poluição, atendimento à legislação e melhoria contínua de seus processos, inclusive por meio da sua Política de Sustentabilidade, que consolida o compromisso das empresas do Grupo com o desenvolvimento sustentável e determina as diretrizes a serem incorporadas na gestão cotidiana dos negócios da AES, considerando de forma equilibrada aspectos econômicos, ambientais e sociais.

A Companhia contribui, ainda, com o desenvolvimento sustentável da sociedade e do país incluindo em nosso Planejamento Estratégico e na gestão das práticas empresariais as diretrizes representadas pelos seguintes compromissos voluntários: Pacto Global, Objetivos do Desenvolvimento Sustentável (ODS) e Empresa Amiga da Criança.

(c.7) Risco de obrigação de expansão A Companhia possui obrigação prevista em seu Edital de Privatização e Contrato de Compra e Venda de Ações, de expandir a capacidade

instalada do seu sistema de geração, dentro do Estado de São Paulo, em pelo menos 15% (398 MW) no período de oito anos a partir da assinatura do Contrato de Concessão. Atualmente, há um processo movido pelo Governo do Estado de São Paulo, cujo detalhamento está divulgado na nota explicativa nº 1.1.

33. INFORMAÇÕES COMPLEMENTARES AO FLUXO DE CAIXA

As principais transações que não impactaram caixa e equivalentes de caixa da Companhia foram as seguintes:

2017 2016

Compensações de PIS e COFINS 123.372 152.713Compensações de IRPJ e CSLL 15.601 18.873Total das compensações 138.973 171.586

A Companhia e suas controladas classificam os juros pagos e recebidos como atividade operacional (juros de dívidas e aplicações financeiras, dentre outros), com exceção aos juros pagos que são capitalizados como parte do custo de construção da infraestrutura, os quais são classificados como desembolso de caixa, nas atividades de investimento (adição de ativo imobilizado e intangível). A seguir é demonstrada a conciliação dos pagamentos de juros alocados por atividade nas demonstrações dos fluxos de caixa:

2017 2016

Pagamento de juros apresentado nas atividades operacionais 182.030 169.855Pagamento de juros apresentado nas atividades de investimento (juros capitalizados) 9.694 17.713Pagamento de juros conforme nota explicativa 191.724 187.568

34. INVESTIMENTOS E GASTOS EM MEIO AMBIENTE

Do total de investimentos e gastos com meio ambiente em 2017, R$ 14.486 foram registrados no resultado do exercício. A política de capitalização dos gastos é efetuada com base nas instruções gerais do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica - MCSPEE.


2017 2016

Licenciamento e programas ambientais 11.499 13.072Gestão Operacional 173 194Sistema de Gestão Ambiental (SGA) 1.348 1.601Projetos de P&D 1.466 1.442Total 14.486 16.309

A Companhia segue num constante engajamento e responsabilidade com as questões ambientais e busca excelência e embasamento sólido para o planejamento de suas ações.

Em 2017, a Companhia recertificou o sistema de gestão integrado na ISO 14001:2015 (Meio Ambiente) e OHSAS 18001:2007 (Saúde e Segurança do Trabalho), garantindo assim a padronização dos processos relacionados à Saúde, Segurança do Trabalho e Meio Ambiente em todas as suas usinas hidrelétricas. Além disso, todas as usinas possuem licenças ambientais de operação válidas, emitidas pelos órgãos ambientais competentes.

O engajamento da Companhia na questão das mudanças climáticas tem sido crescente. Em 2017, manteve a publicação do Inventário de Emissões de Gases de Efeito Estufa no Registro Público de Emissões e a participação ativa no Sistema de Comércio de Emissões, uma das iniciativas da Fundação Getúlio Vargas - Empresas pelo Clima (EPC). Respondeu o relatório CDP Climate Change (Carbon Disclosure Project) e o Índice de Sustentabilidade (ISE) da B3, reportando informações relativas ao tema.

A Companhia desenvolve projetos que consolidam também seu engajamento nos esforços de restauração e preservação da biodiversidade, sendo eles:(i) O programa de manejo de flora o qual garante a produção de 1 milhão de mudas de espécies arbóreas nativas em viveiro próprio,

com sementes coletadas em matrizes selecionadas nas bacias hidrográficas onde seus reservatórios estão instalados, mantendo em média a variedade de 120 espécies distintas, garantindo a biodiversidade florestal;

(ii) O programa de repovoamento dos reservatórios que tem como objetivo manter a biodiversidade da ictiofauna nos reservatórios, bem como garantir a continuidade da atividade pesqueira pelas comunidades ribeirinhas. Dessa forma, mantém uma meta anual de produção de 2,5 milhões de alevinos de espécies nativas do rio Tietê nas unidades de hidrobiologia e aquicultura, localizadas na Usina Hidroelétrica Promissão e na Usina Hidroelétrica Barra Bonita, promovendo a reprodução de seis espécies nativas (pacu-guaçu, curimbatá, dourado, pirancajuba, tabarana e piapara), observadas durante o período da piracema (movimento migratório dos peixes em retorno às nascentes), as quais vêm apresentando registros de recuperação da população nos reservatórios;

(iii) O programa de monitoramento da qualidade da água é essencial para o entendimento da estrutura e funcionamento desses ecossistemas aquáticos e das variações espaciais e temporais de longo prazo, buscando verificar a produtividade biológica dos reservatórios, estado trófico e a qualidade da água, através da avaliação das variações sazonais de parâmetros físicos, químicos e biológicos;

(iv) O programa de monitoramento e conservação da fauna terrestre tem como objetivo caracterizar a fauna terrestre (mamíferos, aves, répteis e anfíbios), para a compreensão da situação atual, permitindo a avaliação das populações e do ecossistema.

O monitoramento e controle das bordas de reservatórios são realizados através de inspeções contínuas pela equipe técnica do Centro de Monitoramento de Reservatórios (CMR), através de sistema de detecção de mudanças, imagens de satélite, levantamentos aerofotogramétricos e fiscalizações de campo com equipe técnica especializada. O CMR utiliza sistemas e equipamentos de última geração, para mapeamento e cadastramento em campo, como sistema GIS e drones. O processo de restauração das bordas dos reservatórios vem sendo realizada por meio de reflorestamentos e também pela remoção de ocupações irregulares. Critérios mais restritivos vêm sendo inseridos nos contratos de promessa e de uso de bordas de reservatórios, com base na legislação ambiental pertinente e ainda visando à prevenção de processos de degradação e poluição ambiental.

35. COMPROMISSOS

Em 31 de dezembro de 2017, a Companhia e suas controladas possuem os seguintes compromissos contratuais relevantes não reconhecidos nas demonstrações contábeis:

Posição em 31 de dezembro de 2017 (Controladora) 2018 2019 2020 2021 2022

após 2022 Total

Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) 6.735 7.030 7.306 7.600 7.926 64.775 101.372Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição (TUST e TUSD) 123.099 128.565 133.881 139.282 145.150 1.186.128 1.856.105Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) 62.427 67.378 70.142 72.947 75.865 620.345 969.104Encargos de conexão 3.065 3.048 3.065 3.084 3.105 22.252 37.619Modernização e manutenção de usinas 36.777 9.064 16.357 5.181 33.002 – 100.381Novos projetos 405.000 175.000 – – – – 580.000Total 637.103 390.085 230.751 228.094 265.048 1.893.500 3.644.581

Posição em 31 de dezembro de 2017 (Consolidado) 2018 2019 2020 2021 2022

após 2022 Total

Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) 8.583 8.972 9.239 9.535 9.866 78.285 124.480Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição (TUST e TUSD) 138.849 145.115 150.358 155.775 161.685 1.301.269 2.053.051Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH) 62.427 67.378 70.142 72.947 75.865 620.345 969.104Encargos de conexão 3.065 3.048 3.065 3.084 3.105 22.252 37.619Modernização e manutenção de usinas 36.930 9.064 16.357 5.181 33.002 181.646 282.180Novos projetos 405.000 175.000 – – – – 580.000Total 654.854 408.577 249.161 246.522 283.523 2.203.797 4.046.434

A Companhia não possui garantias prestadas a terceiros e linhas de crédito aprovadas e não sacadas em 31 de dezembro de 2017.

36. EVENTOS SUBSEQUENTES

Aquisição de debêntures Entre 16 e 24 de janeiro de 2018, a Companhia desembolsou um montante de R$110.000, referente à subscrição da 3ª emissão de debêntures

não conversíveis, emitidas por subsidiárias da Cobra do Brasil. Esta emissão compõe o total dos investimentos previstos a serem efetuados pela Companhia para financiar a construção, pela Cobra do Brasil, de usinas de fonte solar fotovoltaica do Complexo Solar Guaimbê.

Aporte de capital Em Reunião do Conselho de Administração realizada em 16 de janeiro de 2018, foi aprovado o aporte de capital no montante de até R$2.127 na

controlada Tietê Inova, com a finalidade de prover os recursos necessários para a implementação dos projetos de geração distribuída.


Companhia Aberta

O Conselho Fiscal da AES Tietê Energia S.A. (“Companhia”), dentro de suas atribuições e responsabilidades legais e estatutárias, com base nos seus trabalhos, entrevistas e acompanhamentos realizados ao longo do exercício e nas informações e esclarecimentos dos auditores independentes e considerando, ainda, o Relatório da Ernst & Young Auditores Independentes, opina que as demonstrações contábeis e correspondentes notas explicativas, o relatório da administração e a proposta da administração da Companhia para a destinação do resultado, referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2017, em todos os seus aspectos relevantes, estão em condições de serem apreciados pelos acionistas da Companhia, quando da Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária prevista para ocorrer em 24 de abril de 2018.


Mário Shinzato - Presidente do ConselhoMaria Carmen Westerlund Montera Carlos Eduardo Teixeira Taveiros Raimundo Cláudio Batista André Eduardo Dantas

Italo Tadeu de Carvalho Freitas Filho - Diretor PresidenteClarissa Della Nina Sadock Accorsi

Diretora Vice-Presidente e de Relações com InvestidoresRicardo de Abreu Sampaio Cyrino

Diretor Vice-Presidente

Britaldo Pedrosa Soares - Presidente do Conselho

Arminio Francisco Borjas HerreraJulian Jose Nebreda Marquez

Francisco Jose Morandi LopezBerned Raymond da Santos Ávila

Vincent Winslow Mathis

Krista SweigartLuiz Pinguelli RosaFranklin Lee Feder

Cláudio José de Oliveira MagalhãesPaulo Roberto Robin Carvalho

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

PARECER DO CONSELHO FISCAL

DIRETORIA

Paulo José da SilvaContador - CRC 1SP248693/O-2

Ao Conselho de Administração e Acionistas daAES Tietê Energia S/ABarueri - SPOpiniãoExaminamos as demonstrações contábeis individuais e consolidadas da AES Tietê Energia S/A (Companhia) identificadas como controladora e consolidado, respectivamente, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2017 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, bem como as correspondentes notas explicativas, incluindo o resumo das principais políticas contábeis.Em nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira, individual e consolidada, da AES Tietê Energia S/A em 31 de dezembro de 2017, o desempenho individual e consolidado de suas operações e os seus respectivos fluxos de caixa individuais e consolidados para o exercício findo nessa data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB).Base para opiniãoNossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Nossas responsabilidades, em conformidade com tais normas, estão descritas na seção a seguir, intitulada “Responsabilidades do auditor pela auditoria das demonstrações contábeis individuais e consolidadas”. Somos independentes em relação à Companhia e suas controladas, de acordo com os princípios éticos relevantes previstos no Código de Ética Profissional do Contador e nas normas profissionais emitidas pelo Conselho Federal de Contabilidade, e cumprimos com as demais responsabilidades éticas de acordo com essas normas. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião.Principais assuntos de auditoriaPrincipais assuntos de auditoria são aqueles que, em nosso julgamento profissional, foram os mais significativos em nossa auditoria do exercício corrente. Esses assuntos foram tratados no contexto de nossa auditoria das demonstrações contábeis individuais e consolidadas como um todo e na formação de nossa opinião sobre essas demonstrações contábeis individuais e consolidadas e, portanto, não expressamos uma opinião separada sobre esses assuntos. Para cada assunto abaixo, a descrição de como nossa auditoria tratou o assunto, incluindo quaisquer comentários sobre os resultados de nossos procedimentos, é apresentado no contexto das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.Nós cumprimos as responsabilidades descritas na seção intitulada “Responsabilidades do auditor pela auditoria das demonstrações contábeis individuais e consolidadas”, incluindo aquelas em relação a esses principais assuntos de auditoria. Dessa forma, nossa auditoria incluiu a condução de procedimentos planejados para responder a nossa avaliação de riscos de distorções significativas nas demonstrações contábeis. Os resultados de nossos procedimentos, incluindo aqueles executados para tratar os assuntos abaixo, fornecem a base para nossa opinião de auditoria sobre as demonstrações contábeis da Companhia.Obrigação de expansãoDe acordo com o detalhado na nota explicativa 1.1 às demonstrações contábeis, o Edital de Privatização prevê a obrigação da Companhia expandir a capacidade instalada do seu sistema de geração no período de oito anos contados a partir da data de assinatura do Contrato de Concessão, ocorrida em 20 de dezembro de 1999. Entretanto, a partir de 2004, em decorrência de profundas mudanças no ambiente regulatório do setor elétrico brasileiro que fizeram com que o cumprimento da obrigação de expansão acima referida, na opinião da administração, se tornasse inviável dentro do prazo originalmente previsto.Como consequência, a Companhia é parte de ação impetrada pelo Estado de São Paulo visando o cumprimento da obrigação assumida quando de sua privatização, de expandir a capacidade instalada de geração em, no mínimo, quinze por cento (correspondente a aproximadamente 398 MW), ou a pagar indenização por perdas e danos. Os consultores jurídicos externos da Companhia classificam as chances de perda da ação como “possível”, não sendo, no entanto, possível estimar o valor em caso de perda neste momento.O monitoramento do cumprimento dessa obrigação foi considerado significativo para a nossa auditoria, tendo em vista que a mesma consta dos acordos assinados com o Governo do Estado de São Paulo quando do processo de privatização da Companhia, e o seu descumprimento poderia ter impacto sobre a continuidade da concessão.Como nossa auditoria conduziu esse assuntoNossos procedimentos de auditoria incluíram, entre outros, discussões com a Administração sobre: (i) as ações tomadas durante o exercício de 2017, resultando em aquisições de novos empreendimentos (Parque Solar Boa Hora e Acordo de Investimentos assinado com a Cobra Brasil Serviços, Comunicações e Energia S.A., detalhados nas notas explicativas 4.2 e 4.3), que contribuíram para o cumprimento parcial dessa obrigação de expansão, (ii) os planos da Companhia visando expansão futura da capacidade, (iii) obtenção e análise de pareceres atualizados dos consultores jurídicos externos responsáveis pelo acompanhamento da ação judicial anteriormente mencionada, além da avaliação da adequada divulgação deste tema nas notas explicativas às demonstrações contábeis.Baseados no resultado dos procedimentos de auditoria efetuados sobre a obrigação de expansão, que está consistente com a avaliação da Administração, consideramos que os critérios adotados pela administração da Companhia para determinar a probabilidade de perda atribuída ao processo, assim como as respectivas divulgações na nota explicativa 1.1, são aceitáveis, no contexto das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.Rebaixamento hidrelétrico - Generation Scaling Factor (GSF)A Associação dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (APINE) obteve, em 1º de junho de 2015, decisão judicial em caráter liminar (a “Liminar”) favorável a todas as geradoras elétricas abarcadas por aquela Associação, entre elas a Companhia, que impede que os rateios de custos advindos do denominado rebaixamento hidrelétrico, sejam alocados aos geradores detentores da Liminar, quando das liquidações financeiras da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).Em 9 de dezembro de 2015 foi publicada a Lei 13.203/2015, dispondo sobre a repactuação do risco hidrológico de geração de energia elétrica com efeitos a partir de 1º de janeiro de 2015, mediante contrapartida dos geradores hidrelétricos. A Lei determinava que para que houvesse a repactuação proposta, era necessária a desistência dos geradores nas ações judiciais para assim requererem a repactuação do risco hidrológico. A Companhia decidiu por não aderir à repactuação proposta e, em 31 de dezembro de 2017 a Liminar anteriormente mencionada continua vigente. Caso a mesma seja cassada, a Companhia terá que desembolsar o montante de R$ 711.048 mil, o qual já se encontra provisionado em suas demonstrações contábeis, sob a rubrica de “Fornecedores”. Conforme informações dos assessores legais da Companhia, a chance de sucesso na discussão do mérito dessa ação é classificada como “possível”. Este assunto está divulgado nas notas explicativas 20.3 e 32.3 às demonstrações contábeis.O monitoramento desse assunto foi considerado significativo para a nossa auditoria, tendo em vista a magnitude dos montantes envolvidos e seus impactos sobre as disponibilidades e índice de endividamento da Companhia, em caso de necessidade de desembolso, assim como a necessidade de confirmar que os valores registrados nas demonstrações contábeis, refletem efetivamente o valor das obrigações apuradas pela CCEE, relativamente às obrigações da Companhia em relação às suas operações no mercado e energia.Como nossa auditoria conduziu esse assuntoNossos procedimentos de auditoria incluíram, dentre outros procedimentos, discussões com a Administração, obtenção e análise de pareceres atualizados dos consultores jurídicos externos, teste dos valores apurados pela CCEE em relação às operações de responsabilidades da Companhia naquela Câmara, e avaliação da divulgação deste tema nas notas explicativas às demonstrações contábeis.Baseados nos resultados dos procedimentos de auditoria efetuados, que está consistente com a avaliação da Administração, consideramos que os critérios determinados pela Administração para determinação dos montantes registrados, assim como as respectivas divulgações nas notas explicativas 20.3 e 32.3, são aceitáveis, no contexto das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.Discussões judiciais sobre temas trabalhistas, cíveis, fiscais e regulatóriosA Companhia é parte em diversos processos trabalhistas, cíveis, fiscais e regulatórios, sendo que para aquelas cuja probabilidade de perda é considerada provável, registra provisão no montante de R$ 137.445 mil. Adicionalmente, a mesma é parte em outros diversos processos cujo valor agregado totaliza R$ 481.026 mil, e que foram classificados como perda possível (dos quais R$ 276.745 mil se refere a ações de natureza tributária), e, portanto, nenhuma provisão foi constituída em 31 de dezembro de 2017. Este assunto está divulgado na nota explicativa 20 às demonstrações contábeis.O monitoramento desse assunto foi considerado significativo para a nossa auditoria, devido à relevância dos valores envolvidos, ao julgamento necessário para a determinação de reconhecimento ou não de uma provisão pela Administração com base na avaliação dos consultores jurídicos externos responsáveis pelo acompanhamento das causas, e pela complexidade dos assuntos e do ambiente jurídico no Brasil.Como nossa auditoria conduziu esse assuntoNossos procedimentos de auditoria envolveram, dentre outros, obtenção de cartas de confirmação junto aos consultores jurídicos externos da Companhia, bem como a realização de reuniões periódicas com a Administração para discutir a evolução dos principais processos judiciais em aberto, a fim de comparar suas avaliações acerca das causas em aberto com as posições informadas por aqueles consultores. Também, envolvemos especialistas para analisar a razoabilidade das expectativas de perdas das causas mais significativas.Baseados nos resultados dos procedimentos de auditoria efetuados, consideramos que os critérios e premissas adotados pela Administração na determinação da probabilidade de perda, assim como a determinação da necessidade ou não do registro de provisão para os mencionados processos, e as respectivas divulgações na nota explicativa 20 são aceitáveis, no contexto das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

Reconhecimento e mensuração de aquisiçõesEm 2017, a Companhia concluiu o processo de aquisição do Parque Solar Alto Sertão II (Nova Energia S.A.) e a aquisição de ativos do Parque Solar Boa Hora. Estes assuntos estão divulgados nas notas explicativas 4.1 e 4.2 respectivamente, às demonstrações contábeis.O monitoramento desse assunto foi considerado significativo para a nossa auditoria, devido à complexidade dos processos de aquisições e investimentos, combinados ao alto grau de julgamento pela Administração na análise de premissas e determinação do valor justo dos ativos e passivos adquiridos e tratamento contábil atribuído às operações.Nossos procedimentos de auditoria incluíram, entre outros, a leitura dos documentos que formalizaram a operação, tais como contratos e atas e a obtenção das evidências que fundamentaram a determinação da data de aquisição do controle e a determinação do valor justo da contraprestação transferida, incluindo a avaliação a valor justo do investimento anteriormente detido, preparado por especialistas externos contratados. Com auxílio de nossos especialistas em avaliação, analisamos a metodologia utilizada para mensuração a valor justo dos ativos e passivos adquiridos e avaliamos a razoabilidade das premissas utilizadas e cálculos efetuados, confrontando, quando disponíveis, com informações de mercado, bem como, avaliamos a análise de sensibilidade sobre as principais premissas utilizadas e os impactos de possíveis mudanças em tais premissas e sua relevância em relação às demonstrações contábeis como um todo.Baseados nos procedimentos de auditoria efetuados sobre os processos de aquisições, que estão consistentes com a avaliação da Administração, consideramos que a metodologia utilizada e premissas adotadas para identificação e mensuração a valor justo dos ativos adquiridos e passivos assumidos, assim como as respectivas divulgações nas notas explicativas 4.1 e 4.2, são aceitáveis, no contexto das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.Outros assuntosDemonstrações do valor adicionadoAs demonstrações individuais e consolidadas do valor adicionado (DVA), referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2017, elaboradas sob a responsabilidade da Administração da Companhia, e apresentadas como informação suplementar para fins de IFRS foram submetidas a procedimentos de auditoria executados em conjunto com a auditoria das demonstrações contábeis da Companhia. Para a formação de nossa opinião, avaliamos se essas demonstrações estão conciliadas com as demonstrações contábeis e registros contábeis, conforme aplicável, e se a sua forma e conteúdo estão de acordo com os critérios definidos no Pronunciamento Técnico CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado. Em nossa opinião, essas demonstrações do valor adicionado foram adequadamente elaboradas, em todos os aspectos relevantes, segundo os critérios definidos nesse Pronunciamento Técnico e são consistentes em relação às demonstrações contábeis individuais e consolidadas tomadas em conjunto.Outras informações que acompanham as demonstrações contábeis individuais e consolidadas e o relatório do auditorA Administração da Companhia é responsável por essas outras informações que compreendem o Relatório da Administração.Nossa opinião sobre as demonstrações contábeis individuais e consolidadas não abrange o Relatório da Administração e não expressamos qualquer forma de conclusão de auditoria sobre esse relatório.Em conexão com a auditoria das demonstrações contábeis individuais e consolidadas, nossa responsabilidade é a de ler o Relatório da Administração e, ao fazê-lo, considerar se esse relatório está, de forma relevante, inconsistente com as demonstrações contábeis ou com nosso conhecimento obtido na auditoria ou, de outra forma, aparenta estar distorcido de forma relevante. Se, com base no trabalho realizado, concluirmos que há distorção relevante no relatório da Administração, somos requeridos a comunicar esse fato. Não temos nada a relatar a este respeito.Responsabilidade da Administração e da governança pelas demonstrações contábeis individuais e consolidadasA Administração é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis individuais e consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS), emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB), e pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro.Na elaboração das demonstrações contábeis individuais e consolidadas, a Administração é responsável pela avaliação da capacidade de a Companhia continuar operando, divulgando, quando aplicável, os assuntos relacionados com a sua continuidade operacional e o uso dessa base contábil na elaboração das demonstrações contábeis, a não ser que a Administração pretenda liquidar a Companhia e suas controladas ou cessar suas operações, ou não tenha nenhuma alternativa realista para evitar o encerramento das operações.Os responsáveis pela governança da Companhia e suas controladas são aqueles com responsabilidade pela supervisão do processo de elaboração das demonstrações contábeis.Responsabilidades do auditor pela auditoria das demonstrações contábeis individuais e consolidadasNossos objetivos são obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis individuais e consolidadas, tomadas em conjunto, estão livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro, e emitir relatório de auditoria contendo nossa opinião. Segurança razoável é um alto nível de segurança, mas, não, uma garantia de que a auditoria realizada de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria sempre detectam as eventuais distorções relevantes existentes. As distorções podem ser decorrentes de fraude ou erro e são consideradas relevantes quando, individualmente ou em conjunto, possam influenciar, dentro de uma perspectiva razoável, as decisões econômicas dos usuários tomadas com base nas referidas demonstrações contábeis.Como parte da auditoria realizada de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria, exercemos julgamento profissional e mantemos ceticismo profissional ao longo da auditoria. Além disso:• Identificamos e avaliamos os riscos de distorção relevante nas demonstrações contábeis individuais e consolidadas, independentemente se causada por fraude ou erro, planejamos e executamos procedimentos de auditoria em resposta a tais riscos, bem como obtemos evidência de auditoria apropriada e suficiente para fundamentar nossa opinião. O risco de não detecção de distorção relevante resultante de fraude é maior do que o proveniente de erro, já que a fraude pode envolver o ato de burlar os controles internos, conluio, falsificação, omissão ou representações falsas intencionais;• Obtemos entendimento dos controles internos relevantes para a auditoria para planejarmos procedimentos de auditoria apropriados às circunstâncias, mas, não, com o objetivo de expressarmos opinião sobre a eficácia dos controles internos da Companhia e suas controladas;• Avaliamos a adequação das políticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis e respectivas divulgações feitas pela Administração.• Concluímos sobre a adequação do uso, pela Administração, da base contábil de continuidade operacional e, com base nas evidências de auditoria obtidas, se existe incerteza relevante em relação a eventos ou condições que possam levantar dúvida significativa em relação à capacidade de continuidade operacional da Companhia e suas controladas. Se concluirmos que existe incerteza relevante, devemos chamar atenção em nosso relatório de auditoria para as respectivas divulgações nas demonstrações contábeis individuais e consolidadas ou incluir modificação em nossa opinião, se as divulgações forem inadequadas. Nossas conclusões estão fundamentadas nas evidências de auditoria obtidas até a data de nosso relatório. Todavia, eventos ou condições futuras podem levar a Companhia e suas controladas a não mais se manterem em continuidade operacional.• Avaliamos a apresentação geral, a estrutura e o conteúdo das demonstrações contábeis, inclusive as divulgações e se as demonstrações contábeis individuais e consolidadas representam as correspondentes transações e os eventos de maneira compatível com o objetivo de apresentação adequada.• Comunicamo-nos com os responsáveis pela governança a respeito, entre outros aspectos, do alcance planejado, da época da auditoria e das constatações significativas de auditoria, inclusive as eventuais deficiências significativas nos controles internos que identificamos durante nossos trabalhos.Fornecemos também aos responsáveis pela governança declaração de que cumprimos com as exigências éticas relevantes, incluindo os requisitos aplicáveis de independência, e comunicamos todos os eventuais relacionamentos ou assuntos que poderiam afetar, consideravelmente, nossa independência, incluindo, quando aplicável, as respectivas salvaguardas.Dos assuntos que foram objeto de comunicação com os responsáveis pela governança, determinamos aqueles que foram considerados como mais significativos na auditoria das demonstrações contábeis do exercício corrente e que, dessa maneira, constituem os principais assuntos de auditoria. Descrevemos esses assuntos em nosso relatório de auditoria, a menos que lei ou regulamento tenha proibido divulgação pública do assunto, ou quando, em circunstâncias extremamente raras, determinarmos que o assunto não deve ser comunicado em nosso relatório porque as consequências adversas de tal comunicação podem, dentro de uma perspectiva razoável, superar os benefícios da comunicação para o interesse público.

São Paulo, 19 de fevereiro de 2018

ERNST & YOUNGAuditores Independentes S.S. Marcos Antonio QuintanilhaCRC- 2SP034519/O-6 Contador CRC-1SP132776/O-3

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS INDIVIDUAIS E CONSOLIDADAS

Os Diretores da AES Tietê Energia S.A. (“Companhia”), inscrita no CNPJ/MF sob o nº 04.128.563/0001-10, com sede na Avenida Doutor Marcos Penteado de Ulhôa Rodrigues, nº 939, 5º andar, sala individual 2, Bairro Sítio Tamboré, Torre II do Condomínio Castelo Branco Office Park, Barueri - SP, nos termos e para os fins das disposições constantes nos incisos V e VI do § 1º do artigo 25 da Instrução CVM nº 480, de 07 de dezembro de 2009, conforme alterada, Declaram que reviram, discutiram e concordam com as conclusões expressas no Relatório dos Auditores Independentes da Companhia, Ernst & Young Auditores Independentes S.S., bem como que reviram, discutiram e concordam com as Demonstrações Contábeis da Companhia referentes ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2017.


Italo Tadeu de Carvalho Freitas Filho Diretor Presidente

Clarissa Della Nina Sadock Accorsi Diretora Vice-Presidente e de Relações com Investidores

Ricardo de Abreu Sampaio Cyrino Diretor Vice-Presidente

DECLARAÇÃO DOS DIRETORES

AES TIETÊENERGIA COM A FORMA DO SEU NEGÓCIO.REDUÇÃO DE CUSTOS, SUSTENTABILIDADE, INOVAÇÃO E CONFIABILIDADE PARA VOCÊ, SEU NEGÓCIO E O FUTURO DO PLANETA.

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