RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO AOS ACIONISTAS... 3 PERFIL DA EMPRESA... 3 COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA... 4 SISTEMA DE TRANSMISSÃO... 5 MEIO AMBIENTE... 5 DESEMPENHO OPERACIONAL... 6 RECEITA ANUAL PERMITIDA... 6 INVESTIMENTOS/EXPANSÃO... 6 FORNECEDORES... 7 FINANCIAMENTOS... 7 DESEMPENHO ECONÔMICO/FINANCEIRO... 9 DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS SOCIETÁRIA BALANÇO SOCIAL INFORMAÇÕES DE NATUREZA SOCIAL E AMBIENTAL... 11 BALANÇO PATRIMONIAL EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016... 13 DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016... 14 DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADOS ABRANGENTES EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016... 15 DEMONSTRAÇÃO DE MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO EXERCÍCIOS FINDOS DE 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016... 15 DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA EXERCÍCIOS FINDOS DE 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016... 16 DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO EXERCÍCIOS FINDOS DE 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016... 18 NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS... 19 RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS (PARECER)... 39 2
015Relatório Anual da Administração Aos acionistas A Administração da Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A, em atendimento às disposições legais e estatutárias, apresenta as Demonstrações Financeiras da Companhia e o Relatório da Administração referente ao exercício de 2017 acompanhados do parecer dos auditores independentes. Toda a documentação relativa às contas ora apresentadas está à disposição dos senhores acionistas, a quem a Diretoria terá o prazer de prestar eventuais esclarecimentos. As Demonstrações Financeiras apresentadas estão em conformidade com BR GAAP Genrerally Accepted Accounting Principles e de acordo com a Lei 11.638/07 e lei 11.941/09, incluindo os pronunciamentos emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis CPC. Perfil da Empresa A Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A. é uma sociedade de capital fechado que tem como objeto a construção, implantação, operação e manutenção de instalações de transmissão de energia elétrica e instalações de transmissão de interesse exclusivo das Centrais de Geração para conexão compartilhada ICG. Através do Contrato de Concessão n. 08/2011, de 13 de outubro de 2011, foi outorgada à Companhia pela União, por intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, a concessão de serviço de transmissão de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, para instalações de transmissão de rede básica e de 18 anos para as ICG. As instalações compreendem: Subestações: Subestação Ceará Mirim II, em 500/230 kv, com 2 bancos de autotransformadores de 600 MVA, cada, conexões, 3 interligações de barra, 1 banco de reator de barra 550 kv 3 x 60,5 MVAr e 1 banco de reator de linha 550 kv 3 x 40,3 MVAr, implantada em uma área de 15 ha, localizada no Estado do Rio Grande do Norte; e Subestação João Câmara III, em 500/138 kv, com 2 bancos de autotransformadores de 450 MVA cada, conexões e interligação de barra, implantada em uma área de 20 ha, localizada no Estado do Rio Grande do Norte; e Subestação Campina Grande III, em 500/230 kv, com 1 banco de autotransformador de 600 MVA, conexões, 2 interligações de barra, 1 banco de reator de barra 550 kv 3 x 60,5 MVAr e 1 banco de reator de linha 550 kv 3 x 40,3 MVAr, implantada numa área de 15 ha, localizada no Estado da Paraíba. Linhas de Transmissão: Linha de transmissão em 500 kv, circuito simples, entre as subestações de João Câmara III e Ceará Mirim II, com 63,4 km; Linha de transmissão em 230 kv, circuito simples, entre as subestações Ceará Mirim II e Extremoz II/Chesf, com 19,2 km; 3
Trechos de linha de transmissão em 230 kv, circuito duplo, entre o ponto de seccionamento da linha de 230 kv João Câmara II/Extremoz II e a subestação Ceará Mirim II, com 10,8 km. Linha de transmissão em 500 kv, circuito simples, entre as subestações Campina Grande III e Ceará Mirim II, com 192 km; Linha de transmissão em 230 kv, circuito simples, entre as subestações Campina Grande III e Campina Grande II (Chesf), com 9,7 km; Trechos de linha de transmissão em 230 kv, circuito duplo, entre os pontos de seccionamento das linhas de 230 kv Campina Grande II/Extremoz II C1 e C2, sentido Subestação Extremoz II (Chesf) com 4,5 Km e sentido subestação Campina Grande III, com 4,6 km. Ampliações autorizadas: Ampliação da Subestação de Campina Grande III, por meio de autorização da ANEEL, com a implantação de um 2º banco de autotransformadores de 500/230 kv 3 x 200 MVA, e conexões. Ampliação da Subestação de João Câmara III, por meio de autorização da ANEEL, com a implantação do 3º e 4º bancos de autotransformadores de 500/138 kv 3 x 150 MVA, cada, conexões, 1 interligação de barras e 1 banco de reatores de 550 kv 3 x 60,5 MVAr. Ampliação da Subestação de João Câmara III, também por meio de autorização da ANEEL, com a implantação do 5º banco de autotransformador de 500/138 kv 3 x 150 MVA, cada, conexões e 1 interligação de barras. A Companhia até presente data não assinou Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão CCT, por essa razão existe uma incerteza quanto a sua realização. Essas instalações permitiram o escoamento de energia proveniente de diversas usinas eólicas e reforçarão o atendimento ao Sistema Interligado Nacional. Composição Acionária O Capital Social Autorizado da Companhia é de R$ 115.216 mil e o capital integralizado até 31 de dezembro de 2017 é de R$ 1 mil, representado por 1 mil ações ordinárias sem valor nominal. A composição acionária é a seguinte: Quantidade de ações Integralizadas % Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista CTEEP 510 51,0 Companhia Hidro Elétrica do São Francisco Chesf 490 49,0 1.000 100,0 Teve início em 2015 o processo de mudança de controle societário da ETN, a acionista CTEEP manifestou o desejo de se retirar da Sociedade, alienando a sua participação total à CHESF, que, por sua vez, concordou em assumir a referida participação, passando a deter a totalidade das ações da ETN. A realização dessa mudança de controle exigiu, inicialmente, a anuência prévia de 03 (três) entidades governamentais: a Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, o Conselho 4
Administrativo de Defesa Econômica CADE e a Secretaria de Coordenação e Governança das Empresas Estatais SEST, este último respondeu ao pleito da ETN apenas em janeiro de 2018. Com essa última aprovação, a Companhia deu continuidade ao processo de mudança de controle societário, o qual foi concluído em 14 de fevereiro de 2018 com a assunção pela acionista CHESF de 51% das ações pertencentes a CTEEP, a partir de então a CHESF passou a ter 100% do controle societário da ETN. A acionista CHESF, em AGE realizada no dia 26 de fevereiro de 2018, deliberou sobre o aumento de capital social da ETN no valor R$ 464.184 mil, mediante emissão de 464.184 mil ações ordinárias nominativas, sem valor nominal, esse aumento foi realizado com os Adiantamentos para Futuro Aumento Capital AFAC s, anteriormente aportados por esse acionista. Sistema de Transmissão As instalações de transmissão da ETN integram a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, cuja coordenação e controle da operação de transmissão de energia elétrica, sob a fiscalização e regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), é do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, entidade autorizada pelo Ministério de Minas e Energia (MME). No que tange às instalações de transmissão de interesse exclusivo das Centrais de Geração para conexão compartilhada ICG, a coordenação e controle da operação são também de responsabilidade do ONS. A Operação do sistema de transmissão é realizada pela CHESF, por meio do Departamento de Operação do Sistema Eletroenergético - DDES e a Manutenção das instalações são realizadas por equipes de mantenedores da ETN. No exercício de 2017 essas atividades apresentaram um desempenho em conformidade com os Procedimentos de Rede, vigentes. Meio Ambiente Seguindo a mesma diretriz adotada durante o período de obras, a ETN tem mantido a implementação de programas ambientais visando a interação adequada do empreendimento com o ambiente e comunidades nas quais está inserido. Nesse contexto, foram realizadas campanhas dentro dos Programas de Educação Ambiental e Comunicação Social, com o objetivo de manter um canal aberto entre a Companhia e as comunidades do entorno dos empreendimentos, de forma a instruí-los quanto a necessidade de prevenção contra incêndios, de vandalismo, dentre outros, sempre objetivando o melhor funcionamento operacional da Companhia. A recuperação das áreas degradadas e o controle e prevenção dos processos erosivos, também são objetos de acompanhamento frequente. Essas áreas são observadas, principalmente após períodos chuvosos para que seja avaliada a necessidade de medidas mitigadoras que reduzam os impactos desses períodos de chuva. O programa de Reposição Florestal, executado através de uma parceria com o Instituto Nacional 5
do Semiárido INSA tem obtido bons resultados nas áreas reflorestadas. Vale ressaltar, que as áreas reflorestadas pela ETN, estão gerando dados científicos que contribuirão para o conhecimento do comportamento das espécies da Caatinga em projetos de reposição florestal. Dessa forma, a ETN tem cumprido seu compromisso de preservação não só do meio ambiente, como também das comunidades, onde os empreendimentos estão inseridos. Desempenho Operacional Em 2017, a ETN apresentou níveis de disponibilidade bastante satisfatórias, 99,9% para as linhas de transmissão de 230kV e 99,8% para as linhas de 500kV. As instalações da ETN foram energizadas entre outubro de 2014 e junho de 2016 e são responsáveis pelo escoamento da energia proveniente de diversos parques eólicos instalados no Rio Grande do Norte, com acesso à SE João Câmara III, reforçando o atendimento às regiões metropolitanas de Natal e de João Pessoa. A conexão do empreendimento ao Sistema Interligado Nacional SIN deu-se via SE Extremoz II (CHESF), e SE Campina Grande III. Receita Anual Permitida Conforme o Contrato de Concessão, a prestação do serviço de transmissão se fará mediante o pagamento de Receita Anual Permitida. Essa receita será recebida, mensalmente, em duodécimos da RAP, por 30 anos, e será reajustada, anualmente, no mês de julho de cada exercício, pela variação acumulada do Índice de Preços ao Consumidor Amplo IPCA, e é utilizada para amortização dos ativos não indenizáveis. A cada 5 (cinco) anos a RAP passa por um processo de revisão tarifária sendo determinada com base nos fluxos de caixa futuros estimados, calculados pelo método de custo médio ponderado de capital, de acordo com o contrato de concessão nº 008/2011. Em 2017 a ETN passou pelo seu primeiro processo de revisão tarifária, a redução na RAP da Companhia, oriunda desta revisão foi de R$ 7.998 mil, correspondente a 11,69%, quando comparadas a RAP do ciclo 2016/2017 no valor de R$ 68.420 mil com a RAP do ciclo 2017/2018 no valor de R$ 60.423 mil, pós revisão tarifária. Investimentos/ Expansão Os investimentos realizados em suas instalações de transmissão, no decorrer da vigência desta Concessão, representam um importante reforço ao Sistema Interligado Nacional SIN e contribui diretamente com o escoamento de mais energia eólica para a matriz energética brasileira. Dos investimentos previstos para construção das instalações da ETN, até 31 de dezembro de 2017 foram realizados R$ 640.035 mil (R$ 627.618 mil, até 31 de dezembro de 2016), essa variação ocorreu em virtude da realização eventos pendentes oriundos do contrato de construção, assim como da atualização na provisão de valores a realizar de processos ajuizados 6
relativos às faixas de servidão não encerrados. Para 2018 estão previstos investimentos na ordem de R$ 64.590 mil, corresponde a saldos contratuais da fase pré-operacional e os investimentos do 5º Banco de Autotransformadores (ReA 5604/2016). As obras e contratações da segunda ampliação da subestação de João Câmara III oriundas da ReA 5604/2016 ANEEL não foram iniciadas, pois a ETN não assinou, até 31 de dezembro de 2017, nenhum dos Contratos de Conexão às Instalações de Transmissão CCT s. Essa autorização da ANEEL, tem investimento previsto de R$ 47.513 mil e Receita Anual Permitida de R$ 8.898 mil (Base julho/2017). Fornecedores Com relação aos seus fornecedores de bens e serviços, parceiros importantes para o seu negócio, a ETN mantém relação de transparência baseada em princípios éticos, assim como diálogos constantes acerca dos procedimentos na gestão dos contratos, com a finalidade de fortalecer a parceria e melhorar a qualidade dos serviços e produtos. Nos processos de seleção e contratação dos seus fornecedores, a ETN busca empresas que demonstrem qualificação técnica, preços competitivos e que tenham responsabilidade socioambiental, seguindo os preceitos de sustentabilidade. Financiamentos Capitação de recursos Em 31 de março de 2017 a Companhia emitiu debêntures de infraestrutura para distribuição pública, com esforços restritos, nos termos da Instrução da CVM nº 476/2009. O valor total da emissão de debêntures foi de R$ 168.000 mil, integralizado em 27 de abril de 2017. As debêntures serão amortizadas em doze anos com parcelas semestrais, sendo a primeira em setembro de 2017 e a última em janeiro de 2029; o saldo devedor é atualizado pela variação do IPCA, divulgado mensalmente pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística IBGE, com Spread de 7,291% ao ano, devidos desde a data da liquidação da obrigação. Para assegurar o cumprimento de todas as obrigações inerentes ao processo de emissão das debêntures foram outorgados em 31 de março de 2017 os seguintes contratos de garantia: (i) Contrato de Cessão Fiduciária, onde a Companhia oferece todos os direitos creditórios presentes e futuros, em decorrência do seu Contrato de Concessão nº 008/2011, (ii) Contrato de Alienação Fiduciária, onde a Companhia oferece todas as ações representativas do seu capital social de titularidade das Acionistas, já subscritas e as que venham a ser subscritas em data posterior a assinatura deste contrato. A escritura de emissão de debêntures prevê cláusulas de vencimento antecipado. Destacamos abaixo as cláusulas que dizem respeito aos índices financeiros: a) Não atendimento, pela Emissora, por 2 (dois) anos seguidos ou 3 (três) intercalados, do Índice de 7
Cobertura do Serviço da Dívida ICSD mínimo de 1,2 (um inteiro e dois décimos), independentemente da realização de depósitos na Conta Complementação do ICSD (conforme definido abaixo) em cada um dos exercícios. O ICSD deverá ser apurado anualmente, com base nas demonstrações financeiras anuais consolidadas e auditadas referentes ao ano civil anterior. b) Não atendimento pela Emissora, a cada ano, a contar 12 (doze) meses, de Índice de Capital Próprio definido pela relação Patrimônio Líquido / Ativo Total, igual ou superior a 30% (trinta por cento), comprovado mediante a apresentação de demonstrações financeiras auditadas, em período de 12 (doze) meses anteriores à apuração acima referida. Aplicação dos recursos Até 31 de dezembro de 2016 a acionista Chesf foi responsável por 93,70% dos recursos utilizados na realização dos investimentos, por meio de aportes financeiro, na forma de Adiantamento para futuro aumento de capital AFAC, esses aportes totalizaram um montante de R$ 590.189 mil. Por essa razão, os recursos captados em 2017, no valor de R$ 168.000 mil, foram devolvidos para a acionista CHESF, como pagamento de parte do mútuo societário oriundos desses aportes financeiros, conforme demonstrativo abaixo, sendo certo que o saldo dos AFAC s não devolvidos seriam capitalizados até 31 de dezembro de 2017, conforme determinado pela Escritura de Emissão das Debêntures. A Capitalização desses AFAC s aconteceu apenas em fevereiro de 2018. Aportes Financeiros CHESF Valores - R$ mil Até 31/12/2016 590.189 (+) juros proporcionais ao principal amortizado 41.994 (-) Amortização de principal + juros (168.000) 464.184 (-) Transferência para Patrimônio Líquido - AFAC (464.184) Em 31/12/2017 - Atendimento de Cláusulas Restritivas A devolução do mútuo societário para a acionista CHESF, no total de R$ 168.000 mil, aumentou de forma substancial o serviço da dívida da ETN, por essa razão, em 31 de dezembro de 2017, a Companhia não atendeu ao ICSD mínimo de 1,2 (um inteiro e dois décimos), previsto na Escritura de Emissão. Conforme já mencionado anteriormente, e em decorrência da não conclusão do processo de mudança de controle societário, a capitalização dos AFAC s, não aconteceu até 31 de dezembro de 2017. Por essa razão, a Companhia realizou em janeiro e fevereiro de 2018 duas Assembleias Gerais de Debênturias AGD s, colocando em pauta o não atendimento de cláusulas restritivas previstas da Escritura de Emissão das Debêntures, em 31 de dezembro de 2017. a) Em AGD realizada no dia de 19 de janeiro de 2018, os debenturistas aprovaram que a data limite para realização de conversão em capital do saldo de adiantamentos para futuro aumento de capital (AFAC S), fosse postergada para 28 de fevereiro de 2018, sem que tal postergação 8
configurasse hipótese de vencimento antecipado da dívida. b) Em AGD realizada no dia 08 de fevereiro de 2018, os debenturistas aprovaram, excepcionalmente para o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2017, a exclusão dos efeitos da devolução do mútuo societário para a acionista CHESF, no valor de R$ 168.000 mil, do cálculo do Indice de Cobertura do Serviço da Dívida ICSD. Considerando essa exclusão, o ICSD da Companhia é de 1,74 (mínimo exigido é de 1,2). Desempenho Econômico Financeiro O desempenho econômico-financeiro está sendo apresentado em conformidade com as demonstrações contábeis regulatórias da Companhia dos exercícios de 2016 e 2017. Resultado Operacional e Lucro Líquido No exercício de 2017, a ETN obteve um Resultado Operacional de R$ 24.107 mil (R$ 38.714 mil em 2016) e um Prejuízo Líquido, após a provisão para o Imposto de Renda e Contribuição Social, de R$ 30.583 mil (Lucro Líquido R$ 30.541 mil em 2016). O Prejuízo acumulado no exercício de 2017 é oriundo de: (i) encargos financeiros incidentes sobre a captação dos recursos via emissão de debêntures no valor de R$ 10.533 mil e sobre a devolução do mútuo societário para a acionista CHESF no valor de R$ 41.946 mil, esses encargos representaram um acréscimo de R$ 52.477 mil na despesa financeira em 2017, e (ii) a Companhia registrou impairment no montante de R$ 15.350 mil, resultado de mudanças significativas no ambiente na qual a Companhia opera, notadamente com relação às taxas de mercado e taxa interna de retorno do projeto. Receita Bruta A receita bruta da ETN sofreu aumento de R$ 28,98%, passando de R$ 61.619 em 2016 para R$ 79.478 mil em 2017, com registro de crescimento de maior relevância na Receita de Implantação de Infraestrutura, devido à realização de investimentos previstos, correspondentes a saldos contratuais da fase pré-operacional, assim como do ajuste na provisão para desembolsos futuros dos processos judiciais relativos às servidões administrativas. 2017 2016 Receita de implantação de infraestrutura 12.624 (2.621) Receita de operação e manutenção 17.699 15.660 Remuneração dos ativos da concessão 49.155 48.580 Receita operacional bruta 79.478 61.619 Custos e despesas operacionais Os custos e despesas operacionais somaram R$ 45.948 mil em 2017 representando um aumento de 208,05% em relação a 2016, R$ 14.916 mil. Este aumento reflete, principalmente, as seguintes variações: 9
2017 2016 Custo de implantação de infraestrutura (a) 12.624 (2.621) Custo de Operação (b) 13.742 11.042 Provisão para redução a valor recuperável (Impairment) (c) 15.175 1.647 Outras despesas administrativas 4.407 4.848 45.948 14.916 (a) o aumento registrado é oriundo da realização de investimentos previstos, correspondentes a: (i) saldos contratuais da fase de implantação do Projeto, (ii) construção do galpão para estocagem de sobressalentes e materiais de manutenção na subestação de Ceará Mirim II e (iii) ajuste na provisão para desembolsos futuros dos processos judiciais relativos às servidões administrativas. (b) o aumento de 24,45% ocorreu em decorrência de: (i) realocação de despesas com pessoal para o custo de operação dos colaboradores antes alocados como investimento até junho de 2016. Registrou-se também em 2017, aumento no volume de horas extras trabalhadas decorrente das demandas operacionais em campo, (ii) contratação de um novo posto de segurança para a Subestação Campina Grande III, (iii) aquisição de isoladores poliméricos para substituição imediata nas linhas de transmissão, assim como contratação de serviços para a lavagem dos isoladores não substituídos, tudo com o fim de reduzir os riscos de interrupções na disponibilidade dos serviços. (c) neste exercício a Companhia realizou teste de impairment utilizando o critério do fluxo de caixa futuro descontado a uma taxa de 9,58% que levou a um ajuste na sua provisão para perde relativa ao valor não recuperável dos ativos onerando seu resultado em R$ 15.175 mil (R$ 1.647 mil em 2016). 10
Finalmente, queremos deixar consignados os nossos agradecimentos aos nossos acionistas, fornecedores, empreiteiros, empregados e a todos que direta ou indiretamente colaboraram para o êxito das atividades da Companhia. 11
BALANÇO PATRIMONIAL EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016 (Em milhares de reais) As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. 12
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016 (Em milhares de reais) As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. 13
DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADOS ABRANGENTES EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016 (Em milhares de reais) As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. 14
DEMONSTRAÇÃO DE MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO EXERCÍCIOS FINDOS DE 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016 (Em milhares de reais) As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. 15
DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA EXERCÍCIOS FINDOS DE 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016 (Em milhares de reais) As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras 16
DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO EXERCÍCIOS FINDOS DE 31 DE DEZEMBRO DE 2017 E 2016 (Em milhares de reais) As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. 17
Notas explicativas da Administração às demonstrações financeiras (Valores expressos em milhares de Reais, exceto quando indicado de outra forma) 1 Contexto operacional A Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A. ( Companhia ou ETN ) foi constituída em 7 de julho de 2011 como sociedade anônima de capital fechado, com sede na Rua Jacó Velosino, nº 290, 3º andar; salas 301 a 304, Bairro de Casa Forte, na cidade de Recife, Estado de Pernambuco, com o propósito específico de exploração de linhas de transmissão de energia elétrica, tendo como objeto social a construção, implantação, operação e manutenção de instalações de transmissão de energia elétrica e instalações de transmissão de interesse exclusivo das Centrais de Geração para conexão compartilhada - ICG. Por se tratar de uma concessionária de serviço público de transmissão de energia elétrica, suas atividades são regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). A Companhia entrou em operação em 14 de outubro de 2014. a. Posição patrimonial e financeira Em 31 de dezembro de 2017, a Companhia apresentou prejuízo do exercício no montante de R$ 30.583 e capital circulante líquido negativo no montante de R$ 52.868. Conforme descrito nas notas 11 (b) e 25 (a), a Companhia obtiver waiver (perdão) dos debenturistas e capitalizou adiantamento para futuro aumento de capital (AFAC) no montante de R$ 464.184, dessa forma sua continuidade operacional não apresenta incertezas significativas e a manutenção das atividades estão suportadas por um prazo de pelo menos dozes meses por aportes de acionista controlador. b. Concessões Pelo Contrato de Concessão n 08/2011, de 13 de outubro de 2011, foi outorgada à Companhia pela União, por intermédio da ANEEL, a concessão de serviço de transmissão de energia elétrica pelo prazo de 30 anos para instalações de transmissão de rede básica, e de 18 anos para as ICG. As instalações de rede básica compreendem: Subestações energizadas em 13 de outubro de 2014: Subestação Ceará Mirim II, em 500/230 kv, 2x450 MVA, 15 ha, localizada no Estado do Rio Grande do Norte. Subestação João Câmara III, em 500/138 kv, 2x450 MVA, 20 ha, localizada no Estado do Rio Grande do Norte. Subestação energizada em 13 de maio de 2015: Subestação Campina Grande III, em 500/230 kv, 600 MVA, 15 ha, localizada no Estado da Paraíba. Ampliação da Subestação de Campina Grande III, com a implantação de um 2º banco de autotransformadores de 500/230 kv, 600 MVA e conexões, instalações autorizadas por meio da Resolução Autorizativa nº 3738/ 2012 ANEEL. Linhas de transmissão energizadas em 13 de outubro de 2014: Linha de transmissão em 500 kv, circuito simples, entre as subestações de João Câmara III e Ceará Mirim II, com 63,58 km. Linha de transmissão em 230 kv, circuito simples, entre as subestações Ceará Mirim II e Extremoz II/Chesf, com 19,16 km. 18
Trechos de linha de transmissão em 230 kv, circuito duplo, entre o ponto de seccionamento da linha de 230 kv João Câmara/Extremoz II e a subestação Ceará Mirim II, com 10,74 km. Linhas de transmissão energizadas em 13 de maio de 2015: Linha de transmissão em 500 kv, circuito simples, entre as subestações Campina Grande III e Ceará Mirim II, com 192,19 km. Linha de transmissão em 230 kv, circuito simples, entre as subestações Campina Grande III e Campina Grande II (Chesf), com 9,72 km. Trechos de linha de transmissão em 230 kv, circuito duplo, entre os pontos de seccionamento das linhas de 230 kv Campina Grande II/Extremoz II C1 e C2, sentido subestação Extremoz II (Chesf) com 4,5 km e sentido subestação Campina Grande III, com 4,6 km. A receita é recebida, mensalmente, em duodécimos da RAP, após a entrada em operação comercial das instalações e reajustada, anualmente, no mês de julho de cada exercício, pela variação acumulada do Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA). Em março de 2017, o valor da RAP da ETN atualizada pelo IPCA, considerando inclusive os reforços e ampliações já energizadas e os efeitos da primeira revisão tarifária é de R$ 60.423. O Contrato de Concessão estabelece que a extinção da Concessão determinará a reversão ao poder concedente dos bens vinculados ao serviço, procedendo-se aos levantamentos e avaliações, bem como à determinação do montante da indenização devida à transmissora, observados os valores e as datas de sua incorporação ao sistema elétrico. Assim, a Administração da Companhia entende que, ao final do prazo de concessão, os valores residuais dos bens vinculados ao serviço serão indenizados pelo poder concedente. 2 Base de preparação a. Declaração de conformidade As demonstrações financeiras foram elaboradas de acordo com o BR GAAP. A emissão das demonstrações financeiras foi autorizada pela Administração em 12 de março de 2018. Após a sua emissão, somente os acionistas têm o poder de alterar as referidas demonstrações financeiras. Todas as informações relevantes próprias das demonstrações financeiras, e somente elas, estão sendo evidenciadas, e correspondem àquelas utilizadas pela Administração na sua gestão. As principais políticas contábeis aplicadas na preparação destas demonstrações financeiras estão definidas a seguir na Nota Explicativa n 4. 19
a. Base de mensuração As demonstrações financeiras foram preparadas com base no custo histórico. b. Moeda funcional e moeda de apresentação Estas demonstrações financeiras são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Companhia. Todas as informações financeiras são apresentadas em milhares de Reais e foram arredondadas para o milhar mais próximo, exceto quando indicado de outra forma. c. Uso de estimativas e julgamento A preparação das demonstrações financeiras, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, exige que a Administração faça julgamentos, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas. Estimativas e premissas são revistas de uma maneira contínua. Revisões com relação a estimativas contábeis são reconhecidas no exercício em que as estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores de ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas. Aquelas estimativas que possuem maior complexidade referente às políticas contábeis adotadas que apresentam efeitos sobre os valores reconhecidos nas demonstrações financeiras estão incluídos nos seguintes saldos: Ativo financeiro de concessão (Valor recuperável do ativo, contratos de concessão, amortização e capitalização dos custos dos empréstimos). Imobilizado (Expectativa de vida útil remanescente). Intangível (Valor recuperável do ativo). Passivo fiscal - Corrente e diferido (Reconhecimento, mensuração e expectativa de realização dos impostos diferidos). Provisão para contingências (Reconhecimento e mensuração de provisões e contingências: principais premissas sobre a probabilidade e magnitude das saídas de recursos). 3 Base de mensuração As demonstrações financeiras foram preparadas com base no custo histórico com exceção dos seguintes itens materiais reconhecidos nos balanços patrimoniais: a. Ativos financeiros Ativos financeiros são reconhecidos inicialmente ao valor justo, acrescidos, no caso de investimentos não designados a valor justo por meio do resultado, dos custos de transação que sejam diretamente atribuíveis à aquisição do ativo financeiro. Caixa e equivalentes de caixa e títulos e valores monetários são classificados em Valor justo por meio do resultado, enquanto Contas a receber - Ativo financeiro como Empréstimos e recebíveis. 20
b. Passivos financeiros Os passivos financeiros da Companhia são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo e, no caso de empréstimos, financiamentos e debêntures não conversíveis são acrescidos do custo da transação diretamente relacionado. Fornecedores, empréstimos, financiamentos e debêntures são classificados como empréstimos e recebíveis. c. 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, com base nas orientações emanadas pelo CPC 23 - Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro, procedeu as reclassificações, de forma retrospectiva, em suas demonstrações do resultado e do valor adicionado, originalmente publicadas em 30 de janeiro de 2017. (i) Balanço patrimonial do exercício findo em 31 de dezembro de 2016: Impactos de reclassificação Anteriormente apresentado Ajustes Reclassificado Total de ativo 716.095-716.095 Total do passivo 639.631-639.631 Folha de pagamento 155 (155) - Obrigações sociais 166 (166) - Provisões de férias, 13º salário e respectivos encargos 532 (532) - Obrigações e encargos trabalhistas - 853 853 Provisão para gastos com indenizações fundiárias (circulante) 17.005 (17.005) - Provisão para gastos com indenizações fundiárias (não circulante) - 17.005 17.005 Outros 621.773-621.773 (ii) Demonstração do resultado do exercício findo em 31 de dezembro de 2016: Impactos de reclassificação Anteriormente apresentado Ajustes Reclassificado Pessoal e administradores (6.435) 6.435 - Material (258) 258 - Serviços de terceiros (7.922) 7.922 - Depreciações e amortizações (19) 19 - Arrendamentos e aluguéis (485) 485 - Ajuste por redução ao valor recuperável de ativos (1.647) 1.647 - Outros (508) 508 - Custo de implantação de infraestrutura (8.154) 8.154 - Reversão (provisão) de custo de implantação - Ind. Fundiárias 10.775 (10.775) - Custos de operação - (8.157) (8.157) Despesas operacionais - (6.496) (6.496) Rendimentos de aplicações financeiras 2.802 (2.802) - 21
Impactos de reclassificação Anteriormente apresentado Ajustes Reclassificado Atualização monetária de créditos fiscais 282 (282) - Outras receitas 78 (78) - PIS, COFINS e IOF sobre receitas financeiras (156) 156 - Variação monetária P&D (pesquisa e desenvolvimento) (53) 53 - Encargos (492) 492 - Despesas bancárias (29) 29 - Despesas financeiras - (730) (730) Receitas financeiras - 3.162 3.162 Outros 47.762-47.762 Lucro líquido 35.541-35.541 As mudanças efetuadas não alteram o total do patrimônio líquido, lucro líquido do exercício e demonstração do fluxo de caixa. 4 Principais políticas contábeis A Companhia aplicou as políticas contábeis descritas abaixo de maneira consistente a todos os exercícios apresentados nestas demonstrações financeiras. a. Contratos de concessão De acordo com o ICPC 01 (IFRIC 12), as infraestruturas desenvolvidas no âmbito dos contratos de concessão não são reconhecidas como ativos fixos tangíveis ou como uma locação financeira, uma vez que o concessionário não possui a propriedade, tampouco controla a utilização dessa infraestrutura, passando a ser reconhecidas de acordo com o tipo de compromisso de remuneração a ser recebida pelo concessionário. No caso dos contratos de concessão de transmissão de energia, entende-se que o concessionário tem o direito incondicional de receber determinadas quantias monetárias independentemente do nível de utilização das infraestruturas abrangidas pela concessão na utilização do modelo de ativo financeiro. b. Instrumentos financeiros - Apresentação líquida Ativos e passivos financeiros são apresentados líquido no balanço patrimonial somente se houver um direito legal corrente e executável de compensar os montantes reconhecidos e se houver a intenção de compensação, ou de realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente. c. Redução ao provável valor de realização de ativos A Administração revisa anualmente o valor contábil líquido dos ativos com o objetivo de avaliar eventos ou mudanças nas circunstâncias econômicas, operacionais ou tecnológicas, que possam indicar deterioração ou perda de seu valor recuperável. d. Provisões Provisões são reconhecidas quando a Companhia possui uma obrigação presente (legal ou construtiva) resultante de um evento passado, cuja liquidação seja considerada como provável e seu montante possa ser estimado de forma confiável. Provisões para litígios Provisões são constituídas para todos os litígios referentes a processos judiciais para os quais é provável que uma saída de recursos seja feita para liquidar a contingência/obrigação e uma estimativa razoável possa ser feita. A avaliação da probabilidade de perda inclui a avaliação das 22
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, conclusões de inspeções físicas ou exposições adicionais identificadas com base em novos assuntos ou decisões de tribunais. A liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em valores significativamente divergentes dos registrados nas demonstrações financeiras devido às imprecisões inerentes ao processo de sua determinação. A Companhia revisa e ajusta suas estimativas e premissas anualmente. e. Tributação Impostos sobre a receita As receitas estão sujeitas aos seguintes impostos e contribuições, pelas seguintes alíquotas básicas: Programa de Integração Social (PIS): 1,65% sobre a Receita Operacional (RAP) e Outras receitas. Contribuição para Financiamento da Seguridade Social (COFINS): 7,6% sobre a Receita Operacional (RAP) e Outras Receitas. Foram diferidos PIS/COFINS correspondentes às diferenças entre o valor calculado sobre o montante da Receita de Implantação de Infraestrutura e Remuneração dos Ativos Indenizáveis, e o PIS/COFINS do ano corrente sobre os valores efetivamente recebidos, adicionando ou excluindo as variáveis previstas no art. 83 da IN n 1515/2014. Imposto de renda e contribuição social (i) Correntes O imposto de renda e a contribuição social da ETN são calculados pelo regime de lucro real. A ETN obteve com a Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE) benefício fiscal que reduz seu imposto de renda em 75%, durante dez anos, contados a partir do anocalendário de expedição do Laudo Constitutivo emitido pela SUDENE. Esse incentivo fiscal é calculado com base do no lucro da exploração, proporcionalmente à receita líquida das unidades produtoras incentivadas. Em 2017, a ETN não usufruiu do benefício fiscal, em face de que o incentivo é limitado ao valor do IRPJ a pagar, visto que nesse exercício houve geração de prejuízo fiscal e apuração de base de cálculo negativa e base negativa no montante de R$ 32.297 mil. (ii) Diferidos Imposto diferido é gerado por diferenças temporárias na data do balanço entre as bases fiscais de ativos e passivos e seus valores contábeis. Impostos diferidos passivos são mensurados à taxa de imposto que é esperada de ser aplicável no ano em que o ativo será realizado ou o passivo liquidado, com base nas taxas de imposto (e lei tributária) que foram promulgadas na data do balanço. 23
f. Ajuste a valor presente Os ativos e passivos monetários de curto e longo prazos, quando o efeito é considerado relevante em relação às demonstrações financeiras tomadas em conjunto, são ajustados pelo seu valor presente. Nas datas das demonstrações financeiras, a Companhia não possuía ajustes a valor presente de montantes significativos. g. Encargos regulatórios Reserva Global de Reversão (RGR) Encargo do setor elétrico, com finalidade de prover recursos para a reversão, expansão e melhoria dos serviços públicos de energia elétrica. Seu valor anual equivale a 2,5% da RAP. Programas de Eficiência Energética (PEE) - Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) - Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e Empresa de Pesquisa Energética (EPE) São programas de reinvestimento exigidos pela ANEEL para as transmissoras de energia elétrica, que estão obrigadas a destinarem, anualmente, em torno de 1% de sua receita operacional líquida para aplicação nesses programas. Taxa de Fiscalização do Serviço Público de Energia Elétrica (TFSEE) Encargo do setor elétrico com a finalidade de constituir a receita do órgão regulador e cobrir o custeio de suas atividades. Seu valor anual equivale a 0,5% da RAP. h. Reconhecimento da receita A receita inclui somente os ingressos brutos de benefícios econômicos recebidos e a receber pela Companhia. A ETN reconhece as receitas de prestação de serviços de transmissão em conformidade com a ICPC 01 (IFRIC 12), as quais são segregadas da seguinte forma: Receita de desenvolvimento de infraestrutura A ETN abrangida pelo escopo do ICPC 01 (IFRIC 12) registra o desenvolvimento de infraestrutura ou melhoria da infraestrutura da concessão de acordo com o CPC 17 (IAS 11) e CPC 30 (IAS 18). Quando a concessionária presta serviços de desenvolvimento de infraestrutura, a receita é reconhecida pelo valor justo e os respectivos custos transformados em despesas relativas ao serviço prestado. Na contabilização dessas receitas, a Administração da Companhia avalia questões relacionadas à responsabilidade primária pela prestação dos serviços, mesmo nos casos em que haja a terceirização dos serviços, custos de gerenciamento e/ou acompanhamento da obra, levando em consideração que os projetos embutem margem suficiente para cobrir os custos em questão, além de determinadas despesas do período. Receitas de remuneração dos ativos da concessão Corresponde à remuneração do investimento no desenvolvimento de infraestrutura e é calculada com base na aplicação da taxa de juros efetiva, que desconta exatamente os pagamentos ou recebimentos de caixa futuros estimados durante o prazo de vigência do instrumento sobre o valor do investimento. Receitas de operação e manutenção Quando a concessionária presta serviços de operação e manutenção, é reconhecida a receita pelo valor justo e os respectivos custos, conforme estágio de conclusão do contrato. Receita de juros A receita de juros decorrente de aplicações financeiras é calculada com base na aplicação da taxa de juros efetiva, pelo prazo decorrido, sobre o valor do principal investido. 24
i. Resultado por ação A Companhia efetua os cálculos do resultado por ações utilizando o número médio ponderado de ações ordinárias e preferenciais totais em circulação, durante o período correspondente ao resultado conforme Pronunciamento Técnico CPC 41 (IAS 33). j. Demonstração do valor adicionado A demonstração do valor adicionado foi preparada de acordo com o CPC 09 e é aplicável somente para companhias abertas e requeridas pela ANEEL para concessionárias do setor elétrico nas demonstrações financeiras anuais. Entretanto, a Administração da Companhia optou por divulgar a DVA como informação complementar. k. Novas normas, alterações e interpretações de normas que ainda não estão em vigor CPC 47 - Receita de contratos de clientes O CPC 47 exige que uma entidade reconheça o montante da receita refletindo a contraprestação que elas esperam receber em troca do controle desses bens ou serviços. A nova norma, quando adotada, vai substituir a maior parte da orientação detalhada sobre o reconhecimento de receita que existe atualmente nas normas brasileiras, sendo aplicável a partir de ou após 1º de janeiro de 2018, com adoção antecipada permitida pelo CPC, podendo ser adotada de forma retrospectiva, utilizando uma abordagem de efeitos cumulativos. A Companhia analisou as cinco etapas de reconhecimento para os tipos de receita e não identificou nenhum impacto relevante da adoção dessa norma em suas demonstrações financeiras. Desta forma, após as devidas análises, a conclusão é de que o reconhecimento de receita atual está de acordo com a norma do CPC 47. CPC 48 - Instrumentos Financeiros O CPC 48, publicado em julho de 2015, substitui as orientações existentes no CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração. Esse CPC inclui orientação revista sobre a classificação e a mensuração de instrumentos financeiros, introduzindo um novo modelo de perda esperada de crédito para o cálculo da redução ao valor recuperável de ativos financeiros, e novos requisitos sobre a contabilização de hedge. A norma mantém as orientações existentes sobre o reconhecimento e o desconhecimento de instrumentos financeiros do CPC 38. O CPC 48 é aplicável para exercícios iniciados em ou após 1º de janeiro de 2018, com adoção antecipada permitida. A nova norma exigirá que a Companhia revise seus processos contábeis e controles internos relacionados à classificação e mensuração de instrumentos. A Companhia verificou que, após as análises adequadas, também não houve impacto relevante sobre as demonstrações financeiras em razão das mudanças da norma sobre esse tópico. 5 Caixa e equivalentes de caixa 31/12/2017 31/12/2016 Caixa fundo fixo 8 8 Banco conta movimento 31.993 709 Aplicações financeiras (a) 10.638 48.375 Total 42.639 49.092 25
(a) Estão representadas por recursos aplicados, principalmente, em fundos de investimento de renda fixa, cujas rentabilidades tendem a se igualar à taxa DI, sem vencimento predeterminado, podendo ser resgatados a qualquer momento pela Companhia, sujeitos a um insignificante risco de mudança de valor. Aplicações financeiras Produto 31/12/2017 31/12/2016 Caixa Econômica Federal CDB + Poupança 4.227 24.911 Caixa Econômica Federal (b) FIF Caixa 4.620 23.464 Banco Santander S.A. (c) FIC JUD - Santander 1.791 - Total 10.638 48.375 Demonstração dos rendimentos das quotas Bancos Quantidade quotas 31/12/2017 de em Valor unitário da quota 31/12/2017 Fundo exclusivo Tipo Valor contábil em 31/12/2017 Caixa Econômica Federal (b) (10-7) 787.053,192402 1,647606 Não Renda fixa 1.297 Caixa Econômica Federal (b) (16-6) 2.017.016,786368 1,647606 Não Renda fixa 3.323 Banco Santander (c) 163.517,651723 10,953056 Não Renda fixa 1.791 6.411 6 Concessionários e permissionários 31/12/2017 31/12/2016 Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) 4.705 6.205 Contratos de Conexão de Transmissão (CCT) 1.463 1.719 Contratos de Compartilhamento de Instalações (CCI) 98 547 6.266 8.471 26
O contas a receber encontra-se distribuído da seguinte forma por faixa de vencimento: 31/12/2017 31/12/2016 A vencer 5.825 7.632 Vencidos: 0 a 30 dias 77 71 31 a 60 dias 1 83 61 a 90 dias 8 344 91 a 180 dias 17 133 181 a 360 dias 125 81 Acima de 360 dias 213 127 Total 6.266 8.471 7 Imposto de renda e contribuição social - Corrente 31/12/2017 31/12/2016 Imposto de renda estimado - Corrente 1.606 - Contribuição social estimada - Corrente 897 80 2.503 80 8 Aplicações financeiras vinculadas Referem-se a aplicações no fundo Santander FIC JUD Renda Fixa Referenciado DI cujo saldo corresponde ao valor necessário para perfazer o montante equivalente à projeção da próxima parcela a vencer adicionado, mensalmente, de 1/6 dessa mesma parcela do serviço da dívida, com emissão de debêntures de infraestrutura mencionada na Nota Explicativa nº 11. Demonstração dos rendimentos das quotas: Bancos Total de cotas da ETN em 31/12/2017 Valor unitário da quota 31/12/2017 Fundo exclusivo Tipo Valor contábil em 31/12/2017 Banco Santander 178.000,791692 67,203881 Não Renda fixa 11.962 11.962 No exercício de 2017, as aplicações financeiras auferiram rendimentos de R$ 6.353 (2016: R$ 2.802) conforme Nota Explicativa n 21. 9 Ativo financeiro da concessão O Contrato de Concessão n 08/2011, de 13 de outubro de 2011, celebrado entre a União e a Companhia, com prazo até julho de 2041, regulamenta a exploração dos serviços públicos de transmissão de energia elétrica da Companhia, em que: (a) (b) (c) A Companhia tem a obrigação contratual de construir, operar e manter a infraestrutura. A vida útil econômica estimada do conjunto dos bens integrantes da infraestrutura é superior ao prazo de concessão. A atividade de transmissão é não competitiva. 27
(d) (e) (f) A Companhia é interposta entre o poder concedente e os usuários. A atividade é sujeita à condição de generalidade (direito de livre acesso) e de continuidade. O preço é regulado, denominado Receita Anual Permitida (RAP), e não há negociação direta com os usuários. (g) (h) Os bens resultantes de reforços e ampliações autorizados pela ANEEL são reversíveis ao final da concessão com direito de recebimento de indenização da União. As linhas de transmissão são de uso dos geradores, das distribuidoras, dos consumidores livres, dos exportadores e dos importadores. Com base nas características estabelecidas no contrato de concessão, a Administração entende que estão atendidas as condições para aplicação da Interpretação Técnica - ICPC 01 - Contrato de Concessão, a qual fornece orientações sobre a contabilização das concessões dos serviços públicos e operadores privados, de forma a refletir o negócio de transmissão de energia como ativo financeiro. A infraestrutura recebida ou construída da atividade de transmissão é recuperada através de dois fluxos de caixa, a saber: (i) (ii) Parte através da transmissão de energia efetuada (emissão do faturamento mensal) durante o prazo da concessão. Parte como indenização dos bens reversíveis (reforços e ampliações autorizados pela ANEEL) no final do prazo da concessão, a ser recebida diretamente do Poder Concedente ou para quem ele delegar essa tarefa. Essa indenização será efetuada com base nas parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou depreciados, que tenham sido realizados com o objetivo de garantir a continuidade e atualidade do serviço concedido. Os direitos da Companhia decorrentes da formação do ativo indenizável, investimentos vinculados à concessão de transmissão de energia elétrica, que serão amortizados até o término da concessão, em outubro de 2041, foram segregados em ativos, circulante e não circulante, em função da expectativa de amortização pela RAP. a. Saldo por natureza 31/12/2017 31/12/2016 Serviço: - Intangível 36.133 36.133 - Terrenos 16.114 16.114 - Edificações, obras civis e benfeitorias 21.456 21.456 - Máquinas e equipamentos 526.533 526.533 - Móveis e utensílios 164 164 600.400 600.400 Curso: - Intangível 1.242 1.242 - Edificações, obras civis e benfeitorias 2.075 1.731 - Máquinas e equipamentos 744 695 - Adiantamentos a fornecedores 4.989 763 - Pessoal 157 157 - Administradores 16 16 28
- Material 7 7 - Serviços de terceiros 184 184 - Arrendamentos e aluguéis 33 33 - Tributos 334 186 - Material em depósito 4.610 724 - Depósitos judiciais - Faixas de servidão - 88 - Provisão para gastos com indenizações fundiárias 22.101 18.249 - Outros 3.143 3.143 39.635 27.218 Total em serviço e em curso 640.035 627.618 - Remuneração 177.831 128.677 - Amortização (131.301) (84.157) Total do ativo financeiro 686.565 672.138 - Ajuste para redução ao valor recuperável (impairment) (30.595) (15.420) Ativo financeiro de concessão líquido 655.970 656.718 Circulante 41.044 59.781 Não circulante 614.926 596.937 655.970 656.718 b. Composição do saldo 31/12/2017 31/12/2016 Circulante Não circulante Total Circulante Não circulante Total Ativo financeiro - Indenizável - 227.166 227.166-189.186 189.186 Ativo financeiro - Amortizável RAP 41.044 418.355 459.399 59.781 423.171 482.952 Provisão p/ redução valor recuperável - (30.595) (30.595) - (15.420) (15.420) 41.044 614.926 655.970 59.781 596.937 656.718 O saldo do ativo circulante está representado pela parcela baseada no último mês amortizado para o período de 12 meses. O saldo remanescente é apresentado como ativo não circulante. c. Movimentação do saldo Ativo financeiro Indenizável Amortizável RAP Impairment Total Saldo em 31 de dezembro de 2015 189.186 495.107 (13.773) 662.310 Ingressos Receita de construção - (2.243) - (2.243) Receita financeira - 48.580-48.580 Amortização (RAP - O&M) - (50.282) - (50.282) 29
Transferência 8.210 (8.210) - - Impairment - - (1.647) (1.647) Saldo em 31 de dezembro de 2016 189.186 482.952 (15.420) 656.718 Ingressos Receita de construção 12.417-12.417 Receita financeira 49.155-49.155 Amortização (RAP - O&M) (47.145) - (47.145) Transferência 37.980 (37.980) - - Impairment - - (15.175) (15.175) Saldo em 31 de dezembro de 2017 227.166 459.399 (30.565) 655.970 Ativo financeiro - Indenizável Conforme termo final do contrato de concessão, a extinção da concessão determinará, de pleno direito, a reversão, ao Poder Concedente, dos bens vinculados ao serviço, procedendo-se aos levantamentos e avaliações, bem como à determinação do montante da indenização devida à transmissora, observados os valores e as datas de sua incorporação ao sistema elétrico. O valor da indenização dos bens reversíveis será aquele resultante de inventário realizado pela ANEEL ou por preposto especialmente designado, e seu pagamento será realizado com os recursos do Tesouro Nacional. Ativo financeiro - Amortizável RAP As concessões das linhas de transmissão de energia da Companhia são remuneradas pela disponibilidade de suas instalações de transmissão, integrantes da Rede Básica, da Rede Básica de Fronteira e das Demais Instalações de Transmissão, não estando vinculadas à carga de energia elétrica transmitida, mas sim ao valor homologado pela ANEEL quando da outorga do Contrato de Concessão. Provisão para redução de valor recuperável (Impairment) O valor justo do ativo financeiro é apurado por meio do fluxo de caixa das operações da Companhia, que contemplam as entradas de caixa previstas através da RAP, deduzida da parcela correspondente à remuneração dos custos com operação e manutenção dos ativos, demais custos operacionais, amortizações de dívidas, além da indenização prevista ao término do contrato de concessão, ajustado por uma correspondente taxa interna de retorno. Neste exercício, a ETN realizou teste de impairment, utilizando o critério do fluxo de caixa futuro descontado a uma taxa de 9,58%. Com base neste teste, a Companhia reconheceu uma provisão para perda relativa ao valor não recuperável dos ativos, no montante de R$ 30.595 mil (R$ 15.420 mil, em 2016). Receita Anual Permitida - RAP Em conformidade com o Contrato de Concessão n 08/2011, de 13 de outubro de 2011, assinado com a União, por intermédio da ANEEL, foi outorgada à Companhia a concessão do Serviço de Transmissão de Energia Elétrica, pelo prazo de 30 anos, que consiste na implantação, manutenção e operação dos empreendimentos descritos na Nota Explicativa n 2. Após a data de assinatura do Contrato, a Receita Anual Permitida da Companhia foi acrescida em função da execução de reforços e ampliações nas instalações de transmissão localizadas nas subestações de João Câmara III e Campina Grande III, todas autorizadas pela ANEEL. A RAP é reajustada pelo IPCA, anualmente, conforme descrito no Contrato de Concessão e é utilizada para amortização dos ativos não indenizáveis. A cada 5 (cinco) anos a RAP passa por um processo de revisão tarifária sendo determinada com base nos fluxos de caixa futuros estimados, calculados de acordo com o método de custo médio ponderado de capital, de acordo com o Contrato de Concessão nº 008/2011. 30
10 Obrigações e encargos trabalhistas 31/12/2017 31/12/2016 Folha de pagamento 153 155 INSS - Empregador 112 114 INSS - PJ 36 28 FGTS 35 24 Provisões de férias, 13º salário e respectivos encargos 505 532 841 853 11 Debêntures Em 31 de março de 2017, os acionistas da Companhia, por meio de Assembleia Geral Extraordinária, aprovaram a 1ª (primeira) emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações de emissão da Companhia, da espécie com garantia real, em série única, para distribuição pública com esforços restritos nos termos da Instrução da CVM nº 476, de 16 de janeiro de 2009. O valor total da emissão de debêntures foi de R$ 168.000, integralizado em 27 de abril de 2017, com valor nominal unitário de R$ 1 (um mil reais) por debênture. Os recursos líquidos captados foram aplicados nos projetos da Companhia, objeto da Portaria nº 144, de 29 de abril de 2016, e Portaria nº 18, de 2 de fevereiro de 2017, ambas do Ministério de Minas e Energia, nos termos do art. 2º, parágrafo 1º, da Lei nº 12.431, do Decreto nº 8.874 e da Resolução do Conselho Monetário Nacional nº 3.947, de 27 de janeiro de 2011. As debêntures serão amortizadas em 12 anos com parcelas semestrais, sendo a primeira em setembro de 2017 e a última em janeiro de 2029; o saldo devedor é atualizado pela variação do IPCA, divulgado mensalmente pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), com Spread de 7,0291% ao ano, devidos desde a data da liquidação da obrigação. Cláusulas restritivas A escritura de emissão de debêntures prevê cláusulas de vencimento antecipado. Destacamos abaixo a cláusula que diz respeito aos índices financeiros: (a) (b) Não atendimento, pela Emissora, por 2 (dois) anos seguidos ou 3 (três) anos intercalados, do Índice de Cobertura do Serviço da Dívida (ICSD) mínimo de 1,2 (um inteiro e dois décimos), independentemente da realização de depósitos na Conta Complementação do ICSD (conforme definido abaixo) em cada um dos exercícios. O ICSD deverá ser apurado anualmente, com base nas demonstrações financeiras anuais e auditadas referentes ao ano civil anterior. Não atendimento pela Emissora, a cada ano, a contar de 12 (doze) meses, de Índice de Capital Próprio definido pela relação "Patrimônio Líquido"/"Ativo Total", igual ou superior a 30% (trinta por cento), comprovado mediante a apresentação de demonstrações financeiras auditadas, em período de 12 (doze) meses anteriores à apuração acima referida. A devolução de mútuo societário para a acionista Chesf no valor de R$ 168.000 mil aumentou de forma substancial o serviço da dívida da ETN, por essa razão, em 31 de dezembro de 2017, a Companhia não atendeu ao ICSD mínimo de 1,2 (um inteiro e dois décimos), previsto no item xxxv da Cláusula 5.1 da Escritura de Emissão. Diante deste fato, a Companhia reclassificou o valor de R$ 153.094 mil, correspondente ao saldo devedor das debêntures, para o passivo circulante. 31
Em data posterior ao encerramento destas demonstrações, a ETN convocou duas Assembleias Gerais de Debenturistas (AGDs) para tratar sobre o não atendimento dos itens xii e xxxv da Cláusula 5.1 da Escritura de Emissão. (Vide Nota Explicativa nº 25 - Eventos Subsequentes). Para assegurar o cumprimento de todas as obrigações inerentes ao processo de emissão das debêntures, foram outorgados em 31 de março de 2017 os seguintes contratos de garantia: (i) (ii) Contrato de Cessão Fiduciária, no qual a Companhia oferece todos os direitos creditórios presentes e futuros, em decorrência do seu Contrato de Concessão nº 008/2011. Contrato de Alienação Fiduciária, no qual a Companhia oferece todas as ações representativas do seu capital social de titularidade das Acionistas, já subscritas e as que venham a ser subscritas em data posterior à assinatura desse contrato. Em 31 de dezembro de 2017, o saldo devedor das debêntures apresenta-se como a seguir: 31/12/2017 Circulante Não circulante Total Principal 7.005 152.885 159.890 Encargos financeiros 3.134-3.134 Custos de transação a amortizar (425) (9.505) (9.930) Transferências 143.380 (143.380) - 153.094-153.094 A movimentação das debêntures encontra-se demonstrada a seguir: Valores Saldo em 31 de dezembro de 2016 - (+) Captações 168.000 (+) Juros e atualizações monetárias (Nota 21) 10.553 (-) Amortização (principal + encargos) (15.509) (-) Custos de transação a apropriar (9.930) Saldo em 31 de dezembro de 2017 153.094 12 Obrigações tributárias - Correntes e diferidas 31/12/2017 31/12/2016 Circulante Não circulante Circulante Não circulante PIS 84-93 - PIS - Diferido - 3.631-3.471 COFINS 388-581 - COFINS - Diferido - 16.651-15.989 Imposto de renda retido na fonte 11-21 - ISS retido na fonte 18-19 - PIS/COFINS/CSLL retidos 36-58 - Outros 28 - - - 565 20.282 772 19.460 32
Tributos diferidos Nos termos do CPC 26 (R1) e CPC 32, os tributos diferidos são classificados no passivo não circulante, representados por PIS, COFINS, imposto de renda e contribuição sociais diferidos. 13 Imposto de renda e contribuição social - Correntes e diferidos 31/12/2017 31/12/2016 Circulante Não circulante Circulante Não circulante Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) - Corrente 178-679 - Imposto de Renda da Pessoa Jurídica (IRPJ) - Diferido - 6.340 28 5.105 Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) - Diferida - 9.682 10 7.872 178 16.022 717 12.977 Imposto de renda e contribuição social diferidos O imposto de renda e a contribuição social diferidos são calculados sobre as correspondentes diferenças temporárias entre as bases de cálculo do imposto sobre ativos e passivos e os valores contábeis. As alíquotas desses tributos, definidas atualmente para determinação desses créditos diferidos são de: (i) para o imposto de renda, 25% com redução de 75% do valor devido em face do benefício do Lucro da Exploração para o imposto de renda; e (ii) de 9% para a contribuição social. Em 31 de dezembro de 2017, o montante de imposto de renda e contribuição social diferidos reconhecido no exercício foi de R$ 3.045. 14 Encargos setoriais 31/12/2017 31/12/2016 Quota da Reserva Global de Reversão (RGR) 1.258 1.386 Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) 721 442 Fundo Nacional de Desenvolvimento Ciência e Tecnologia (FNDCT) 31 53 Ministério das Minas e Energia (MME) 34 27 Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) 308 289 2.352 2.197 Reserva Global de Reversão (RGR) - Encargo do setor elétrico pago mensalmente, com a finalidade de prover recursos para reversão, expansão e melhoria dos serviços públicos de energia elétrica. Seu valor anual equivale a 2,5% dos investimentos efetuados pela concessionária em ativos vinculados à prestação do serviço de eletricidade, limitado a 3% da receita anual da concessionária. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e Ministério das Minas e Energia (MME) - Encargo exigido para as concessionárias de energia elétrica, que estão obrigadas a destinar 1% da sua Receita Operacional Líquida (ROL) para esses programas. 33
Taxa de Fiscalização do Serviço Público de Energia Elétrica (TFSEE) - Os valores da taxa de fiscalização incidentes sobre a receita são calculados anualmente pela ANEEL, e equivale a 0,5% do valor econômico agregado pelo concessionário. 15 Provisão para gastos com indenizações fundiárias A provisão para contingências refere-se exclusivamente às ações cíveis que tratam de definir o valor da indenização das servidões para passagem da linha de transmissão da Companhia, perfazendo em 31 de dezembro de 2017, a provisão no montante de R$ 20.639 (R$ 17.005 em 2016). Com base no CPC 25, e considerando a incerteza de se mensurar um prazo para liquidação dos valores dessa provisão, a Companhia, em 2017, reclassificou o seu saldo para o passivo não circulante, com efeito retroativo para as demonstrações financeiras comparativas de 2016. Para implantação dos empreendimentos da Companhia, entre outros serviços contratados, foi necessário cadastrar as centenas de propriedades que tiveram seus limites atravessados pelas linhas de transmissão construídas. Tal cadastro possibilitou que fossem dimensionados, por empresa terceirizada, os danos físicos que seriam causados a cada uma das propriedades que nelas deveriam ser instituídas faixas de servidão administrativa pela passagem de linha de transmissão. A partir de todas as propriedades devidamente cadastradas e os danos financeiros dimensionados, partiu-se então para exaustivas negociações com os proprietários. Das mais de mil propriedades atravessadas, quase 90% foram indenizadas amigavelmente. As demais propriedades restantes foram judicializadas. Ainda, em audiência de conciliação, a Companhia tem tentado negociar novamente com os proprietários, porém em muitos casos a divergência de valor da indenização continua e os processos conduzidos à designação de um perito judicial para apresentação de laudo pericial. Como os resultados até o momento superaram os valores pelos quais a Companhia iniciou os processos, foi contratada empresa de engenharia, avaliação e perícia para reavaliação dos valores indenizatórios. Laudos emitidos pela empresa contratada possibilitaram a atualização dos valores de desembolsos futuros, refletidos nas demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2017. Nos casos dos acréscimos por sucumbência, foi considerada a correção monetária, acrescidos de juros compensatórios do poder judiciário, bem como honorários advocatícios. Os assessores jurídicos da Companhia consideram a possibilidade de perda possível, perfazendo no montante de R$ 11.497 mil (Em 2016: R$ 16.955 mil) para os processos em que a sentença final não tenha sido proferida e/ou que o juiz não tenha solicitado realização de perícia. 16 Crédito de acionista Compreendem recursos oriundos da acionista, Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf), com a finalidade de suprir o programa de investimentos da Companhia. Nos termos do item 8 do CPC 24, o crédito com acionista foi transferido para o patrimônio líquido, como Adiantamento para Futuro Aumento de Capital (AFAC), pois já era de conhecimento em 31 de dezembro de 2017 que esse crédito de acionista seria capitalizado, não havendo nenhuma possibilidade de sua devolução à acionista Chesf, conforme aprovado pelos acionistas da ETN em Assembleia Geral Extraordinária realizada no dia 31 de março de 2017, 34
cujas decisões foram ratificadas quando da celebração do Instrumento Particular de Escritura da 1º Emissão de Debêntures e do Contrato de Alienação Fiduciária de Ações e Outras Avenças, celebrado naquela data. A movimentação do crédito de acionista encontra-se demonstrada a seguir: Valores Saldo em 31 de dezembro de 2016 590.189 (+) Juros proporcionais (Nota 21) 41.994 (-) Amortização de juros (41.994) (-) Amortização de principal (126.005) 464.184 (-) Transferência para patrimônio líquido - AFAC (464.184) Saldo em 31 de dezembro de 2017-17 Patrimônio líquido a. Capital social O capital social autorizado é de R$ 115.216. O capital integralizado em 31 de dezembro de 2017 e 2016 é de R$ 1 (um mil reais), representado por 1.000 ações ordinárias sem valor nominal. A composição acionária é a seguinte: Quantidade de ações Acionistas Integralizadas % Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) 510 51,0 Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf) 490 49,0 1.000 100 Teve início em 2015 o processo de mudança de controle societário da ETN, a acionista CTEEP manifestou o desejo de se retirar da SPE, alienando a sua participação total à Chesf, que, por sua vez, concordou em assumir a referida participação, passando a deter a totalidade das ações da ETN. A realização dessa mudança de controle exigiu, inicialmente, a anuência prévia de 3 (três) entidades governamentais: a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) e a Secretaria de Coordenação e Governança das Empresas Estatais (SEST), esta última respondeu ao pleito da ETN apenas em janeiro de 2018. Com essa última aprovação, a Companhia deu continuidade ao processo de mudança de controle societário, conforme descrito na Nota Explicativa nº 25 - Eventos Subsequentes. b. Adiantamento para Futuro Aumento de Capital (AFAC) Destinado para aumento de capital social da Companhia, cujos recursos foram oriundos da acionista Chesf para suprir o programa de investimentos da Companhia. Estima-se que até o final do primeiro trimestre de 2018, o processo de capitalização desses AFACs esteja concluído. (Detalhe em Nota Explicativa nº 25 - Eventos Subsequentes) 35
c. Reservas Retenção de lucros - É destinada à aplicação em investimentos no orçamento de capital da Companhia. Reserva legal - Constituída conforme lei societária, respeitado o limite de 20% do capital social integralizado. 18 Receita operacional líquida 31/12/2017 31/12/2016 Receita de implantação de infraestrutura 12.624 (2.621) Receita de operação e manutenção 17.699 15.660 Remuneração dos ativos da concessão 49.155 48.580 Receita operacional bruta 79.478 61.619 Deduções da receita (-) PIS (1.311) (1.017) (-) COFINS (6.040) (4.683) (7.351) (5.700) Encargos do consumidor (-) Quota para a Reserva Global de Reversão (RGR) (1.694) (1.715) (-) Taxa de Fiscalização do Serviço de Energia Elétrica (TFSEE) (261) (264) (-) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) (227) (229) (-) Fundo Nacional de Desenvolvimento Ciência e Tecnologia (FNDCT) (227) (229) (-) Ministério das Minas e Energia (MME) (113) (115) (2.522) (2.552) Receita operacional líquida 69.605 53.367 19 Custo de operação 31/12/2017 31/12/2016 Pessoal e administradores (4.416) (3.606) Material (163) (121) Serviços de terceiros (7.900) (6.348) Arrendamentos e aluguéis (315) (297) Outros (498) (406) Custo de implantação de infraestrutura (12.624) 2.621 Total do custo das vendas (25.916) (8.157) 36
20 Despesas operacionais 31/12/2017 31/12/2016 Pessoal e administradores (2.495) (2.829) Material (609) (63) Serviços de terceiros (971) (1.574) Depreciações e amortizações (19) (19) Provisão para redução ao valor recuperável (impairment) (15.175) (1.647) Arrendamentos e aluguéis (203) (188) Outros (110) (176) Total das despesas operacionais (19.582) (6.496) 21 Resultado financeiro 31/12/2017 31/12/2016 Receitas financeiras Rendimentos de aplicações financeiras 6.353 2.802 Total 6.353 2.802 Despesas financeiras Encargos financeiros de mútuo (Nota 16) (41.944) - Encargos financeiros sobre debêntures de infraestrutura (Nota 11) (10.533) - IOF, comissões e taxas (2.731) (8) Juros e multa (1.800) (492) Outras receitas e despesas (líquidas) (704) 77 PIS, COFINS e IOF sobre receitas financeiras (305) (176) Variação monetária - Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) (53) (53) Atualização monetária de créditos fiscais 72 282 Total (57.998) (370) Resultado financeiro líquido (51.645) 2.432 22 Instrumentos financeiros Ativos financeiros 31/12/2017 31/12/2016 Empréstimos e recebíveis Concessionária e permissionárias 6.266 8.471 Ativo financeiro - Concessão de serviço público 655.970 656.718 662.236 665.189 Mensurados a valor justo Caixa e equivalentes de caixa 42.639 49.092 Aplicações financeiras vinculadas 11.962-54.601 49.092 Total de ativos financeiros 716.837 714.281 Passivos financeiros 37
Mensurados ao custo amortizado Crédito de acionista - 590.189 Debêntures 153.094 - Fornecedores 421 223 Total passivos financeiros 153.515 590.412 Considerações gerais A Companhia não mantém operações com instrumentos financeiros sofisticados. A política de controle consiste no acompanhamento permanente das condições contratadas versus condições vigentes no mercado para assegurar o principal objetivo que é a adequada rentabilização do caixa da Companhia. Esta não efetua aplicações de caráter especulativo, em derivativos ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados obtidos com essas operações estão condizentes com as políticas e estratégias definidas pela Administração da Companhia. A Administração dos riscos associados a essas operações é realizada através da aplicação de políticas e estratégias definidas pela Administração e incluem a escolha das instituições financeiras. O planejamento desses investimentos observa a previsão de fluxos de caixa futuros e o estabelecimento do comprometimento mínimo de caixa livre para fazer frente a todas as despesas diretas e indiretas adicionadas de uma provisão para eventos inesperados como indenizações, investimentos não previstos e aumentos salariais para retenção de talentos. Em atendimento aos Pronunciamentos Técnicos CPC 38, 39 e 40(R1), a Companhia efetuou uma avaliação de seus instrumentos financeiros de acordo com a sua classificação. Os valores dos instrumentos financeiros reconhecidos nas demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2017 e nas demonstrações financeiras em 31 de dezembro de 2016 são equivalentes aos seus valores de mercado, considerando os critérios de mensuração de cada instrumento financeiro. A Companhia possui os seguintes riscos associados à utilização de seus instrumentos financeiros: Risco de mercado - É o risco de que mudanças de mercado, como mudanças nas taxas de juros, nos preços e na variação do IPCA, poderão afetar as receitas e despesas da Companhia ou o valor de seus instrumentos financeiros. Risco de estrutura de capital (ou risco financeiro) - Decorre da escolha entre capital próprio (aportes de capital e retenção de lucros) e capital de terceiros que a Companhia faz para financiar suas operações. 23 Cobertura de seguros A Companhia contratou apólice de Seguro Patrimonial para cobertura de suas subestações de energia, e de responsabilidade civil das operações com a Seguradora Mapfre Seguros Gerais S.A., com prazo de vigência de 29 de dezembro de 2017 a 29 de dezembro de 2018, com valor assegurado anual perfazendo o montante de R$ 337.191. 24 Partes relacionadas Em 31 de dezembro de 2017 e 2016, os saldos com partes relacionadas estão demonstrados abaixo: 38
Nota 31/12/2017 31/12/2016 Passivo não circulante Crédito com acionista: Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf) (a) 16-590.189 Patrimônio líquido Capital social 17(a) 1 1 Adiantamento para Futuro Aumento de Capital (AFAC): Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf) (a) 17(b) 464.184-464.185 1 (a) Refere-se à captação de recursos para os investimentos previstos durante a fase pré-operacional e de início da sua operação. Todas as transações com partes relacionadas estão divulgadas nas demonstrações financeiras, não havendo outras partes relacionadas reconhecidas pela Companhia nos termos do CPC 05. A Companhia não possui plano de benefício pós-emprego. E a remuneração mais encargos dos administradores foi de R$ 1.185 mil (Em 31 de dezembro de 2016: R$ 1.158 mil) acumulada no exercício. 25 Eventos subsequentes a. Assembleia Geral de Debenturistas (AGD) A Companhia realizou em janeiro e fevereiro de 2018 duas Assembleias Gerais de Debenturistas (AGD) para tratar sobre o não atendimento de cláusulas restritivas previstas da Escritura de Emissão das Debêntures, em 31 de dezembro de 2017. a.1. a.2. Em AGD realizada no dia de 19 de janeiro de 2018, os debenturistas aprovaram que a datalimite para realização de conversão em capital do saldo de AFACs, prevista no item xii da Cláusula 5.1 da Escritura de Emissão, fosse postergada para 28 de fevereiro de 2018, sem que tal postergação configure hipótese de vencimento antecipado da dívida. Em AGD realizada no dia 8 de fevereiro de 2018, os debenturistas aprovaram, excepcionalmente, para o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2017, a exclusão dos efeitos da devolução do mútuo societário para a acionista Chesf, no valor de R$ 168.000 mil, do cálculo do ICSD, previsto no item xxxv da Cláusula 5.1. da Escritura de Emissão. Considerando essa exclusão, o ICSD da Companhia é de 1,74 (mínimo exigido é de 1,2). b. Mudança de controle societário Com a obtenção da anuência prévia de todas as entidades governamentais (ANEEL, CADE e SEST), em 14 de fevereiro de 2018, foi concluído o processo de mudança de controle societário com a assunção pela acionista Chesf de 51% das ações pertencentes à CTEEP, e a partir de então a Chesf passou a ter 100% do controle societário da ETN. c. Aumento de capital social A acionista Chesf, em AGE realizada em 26 de fevereiro de 2018, deliberou sobre o aumento de capital social da ETN no valor de R$ 464.184 mil, mediante emissão de 464.184 mil ações ordinárias nominativas, sem valor nominal, sendo sua integralização efetivada com os AFACs, anteriormente aportados por esse acionista. 39
A Diretoria CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO Ângelo Coelho de Andrade Presidente Ricardo de Oliveira Melo Conselheiro Armando José Pereira Barros Conselheiro DIRETORIA José Vieira Almeida Neto Diretor CONTADORA Gilmara da Silva Magno Gomes CRC: 015754/O-6 40
RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS 41
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