Contract

1. Contexto Operacional

1.1 Objeto social

A CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (“ISA CTEEP”,“CTEEP” ou “Companhia”) é uma sociedade de capital aberto, autorizada a operar como concessionária de serviço público de energia elétrica, tendo como atividade principal a transmissão de energia elétrica, que requer o planejamento, implementação da infraestrutura e a operação e manutenção de sistemas subordinados a transmissão. No cumprimento de suas funções é previsto a aplicação de recursos e gestão de programas de pesquisa e desenvolvimento no que tange a transmissão de energia elétrica e outras atividades correlatas à tecnologia disponível. Estas atividades são regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.

A Companhia é oriunda de cisão parcial da Companhia Energética de São Paulo (“CESP”), tendo iniciado suas operações comerciais em 1 de abril de 1999. Em 10 de novembro de 2001, incorporou a EPTE - Empresa Paulista de Transmissão de Energia Elétrica S.A. (“EPTE”), empresa oriunda da cisão parcial da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A.

Em leilão de privatização realizado em 28 de junho de 2006, na Bolsa de Valores de São Paulo – BOVESPA (atual B3 S.A. – Brasil, Bolsa Balcão), nos termos do Edital SF/001/2006 o Governo do Estado de São Paulo, até então acionista majoritário, alienou 00.000.000.000 ações ordinárias de sua propriedade, correspondentes, a 50,10% das ações ordinárias de emissão da CTEEP. A empresa vencedora do leilão foi a Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.

As ações da Companhia são negociadas na B3 S.A. – Brasil, Bolsa, Balcão. Adicionalmente, a CTEEP possui programa de “American Depositary Receipts - ADRs” - Regra 144 A nos Estados Unidos. O depositário dos ADRs é o JPMorgan Chase Bank e o Banco Santander (Brasil) S.A. é o custodiante.

A Companhia adota as práticas diferenciadas de Governança Corporativa – Nível 1, da B3 desde setembro de 2002. Os compromissos assumidos por conta da referida adesão garantem maior transparência da Companhia com o mercado, investidores e acionistas, facilitando o acompanhamento dos atos da Administração.

A Companhia integra o Índice Brasil 100 - IBrX 100, Índice Mid Large Cap - MLCX, Índice Brasil Amplo – IbrA, Índice de Ações com Governança Corporativa Diferenciada - IGCX, Índice de Governança Corporativa Trade - IGCT, Índice de Energia Elétrica – IEE, Índice BM&FBOVESPA Utilidade Pública – UTIL e Índice Dividendos BM&FBOVESPA – IDIV.

1.2 Concessões

A Companhia e suas controladas possuem o direito de explorar os seguintes contratos de concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica:

Revisão Tarifária

   Periódica  

Receita Anual Permitida -

       RAP    

Concessionária	Contrato	Part. (%)	Prazo (anos)	Vencimento	Prazo	Próxima	Índice de correção	R$ mil	Mês Base
CTEEP (*)	059/2001		30	31.12.42	5 anos	2018	IPCA	2.536.919	06/17
Controladas
IE Serra do Japi	143/2001	100	30	20.12.31	n/a	n/a	IGPM	21.026	06/17
IEMG	004/2007	100	30	23.04.37	5 anos	2022	IPCA	17.229	06/17
IENNE (**)	001/2008	100	30	16.03.38	5 anos	2018	IPCA	42.908	00/00
XX Pinheiros	012/2008	100	30	15.10.38	5 anos	2019	IPCA	10.911	00/00
XX Pinheiros	015/2008	100	30	15.10.38	5 anos	2019	IPCA	34.363	00/00
XX Pinheiros	018/2008	100	30	15.10.38	5 anos	2019	IPCA	5.823	06/17
Evrecy	020/2008	100	30	17.07.25	4 anos	2018	IGPM	12.837	06/17
IE Serra do Japi	026/2009	100	30	18.11.39	5 anos	2020	IPCA	34.590	00/00
XX Pinheiros	021/2011	100	30	09.12.41	5 anos	2022	IPCA	5.293	06/17
IE Itaúnas	018/2017	100	30	10.02.47	5 anos	2022	IPCA	47.200	RAP ofertada
IE Tibagi	026/2017	100	30	11.08.47	5 anos	2023	IPCA	18.371	RAP ofertada
IE Itaquerê	027/2017	100	30	11.08.47	5 anos	2023	IPCA	46.183	RAP ofertada
IE Itapura	042/2017	100	30	11.08.47	5 anos	2023	IPCA	10.729	RAP ofertada
IE Aguapeí	046/2017	100	30	11.08.47	5 anos	2023	IPCA	53.678	RAP ofertada
Controladas em conjunto
IESul	013/2008	50	30	15.10.38	5 anos	2019	IPCA	5.860	06/17
IESul	016/2008	50	30	15.10.38	5 anos	2019	IPCA	12.301	06/17
IEMadeira	013/2009	51	30	25.02.39	5 anos	2019	IPCA	276.527	06/17
IEMadeira (***)	015/2009	51	30	25.02.39	5 anos	2019	IPCA	238.991	06/17
IEGaranhuns	022/2011	51	30	09.12.41	5 anos	2022	IPCA	81.551	00/00
XX Paraguaçu	003/2017	50	30	10.02.47	5 anos	2022	IPCA	106.613	RAP ofertada
IE Aimorés	004/2017	50	30	10.02.47	5 anos	2022	IPCA	71.425	RAP ofertada
ERB1	022/2017	50	30	11.08.47	5 anos	2023	IPCA	267.317	RAP ofertada

(*) RAP referente aos ativos do SE: R$1.552.426 base 06/2017.

(**) A Companhia adquiriu, em setembro de 2017, a participação detida por outros sócios (75%) e passou a ser detentora de 100% do patrimônio líquido da IENNE (nota 11).

(***) Em maio de 2014, as instalações do contrato de concessão 015/2009 da controlada em conjunto IEMadeira foram concluídas e entregues para testes ao Operador Nacional do Sistema Elétrico- ONS. Em junho de 2014, considerando a existência de restrições sistêmicas e de terceiros, o ONS emitiu o Termo de Liberação Parcial – TLP para operação comercial provisória. Atualmente, as instalações encontram-se em operação com testes pendentes de conclusão: (i) alguns testes ainda não autorizados pelo ONS, devido a restrições sistêmicas; (ii) a conclusão dos estudos conjuntos (paralelismo de polos); e (iii) a implementação da solução para o Eletrodo de Terra do terminal retificador em Rondônia. Estas pendências, apesar de não interferirem na capacidade das conversoras de transmitir a energia na sua potência máxima, podem influenciar na operação das mesmas em alguns tipos de configuração, mantendo aplicação do fator redutor equivalente a 10% da receita associada ao contrato. Em março de 2018, a controlada em conjunto IE Madeira recebeu o Ofício nº 141/2018-SCT/ANEEL, sobre a abertura de processo administrativo, referente a expectativa de ocorrência de sinistro no valor de R$99,9 milhões, em razão do descumprimento de prazo de conclusão da completude das instalações de transmissão, relativas ao contrato de concessão 015/2009, pela não entrega de partes e/ou requisitos operacionais do objeto contratado. A IE Madeira enviou resposta à XXXXX, destacando que já concluiu a etapa de

comissionamento das instalações restando apenas a solução de certas pendências não impeditivas próprias e de terceiros para a obtenção do Termo de Liberação Definitivo - TLD. A controlada em conjunto requer, em seu pedido principal, a extinção do processo administrativo.

Todos os contratos de concessão acima preveem o direito de indenização sobre os ativos vinculados à concessão no término de sua vigência. Para os contratos com revisão tarifária periódica, segundo a regulamentação aplicada pela ANEEL, é previsto o direito à remuneração dos investimentos em ampliação, reforços e melhorias.

Lei nº 12.783/2013

Em Assembleia Geral Extraordinária (AGE) realizada em 3 de dezembro de 2012, foi aprovada pelos acionistas da Companhia, por unanimidade, a prorrogação do contrato de concessão nº 059/2001, nos termos da Lei 12.783/2013, ficando a concessão prorrogada até dezembro de 2042 e garantindo à Companhia o direito ao recebimento dos valores relativos aos ativos do NI e do SE (*).

Os valores referentes aos ativos do NI, equivalente a R$2.891.291, conforme Portaria Interministerial nº 580, foram recebidos entre os anos de 2013 e 2015 (nota 7).

Para os ativos relativos ao SE foi requerido laudo de avaliação independente avaliando os investimentos a Valor Novo de Reposição (VNR) ajustado pela depreciação até 31 de dezembro de 2012. Em dezembro de 2015 foi homologado pela ANEEL, conforme Despacho n 4.036/15, o valor dos ativos do SE em R$3.896.328.

Em 20 de abril de 2016, foi emitida a Portaria nº 120 do MME que determinou que os valores homologados pela ANEEL através do Despacho nº 4036/2015, relativos às instalações do SE, passem a compor a Base de Remuneração Regulatória das concessionárias de transmissão de energia elétrica a partir do processo tarifário de 2017, pelo prazo estimado de oito anos.

Em 06 de outubro de 2016, foi emitida Nota Técnica nº 336/2016 da ANEEL que apresentou proposta de regulamentação quanto ao previsto na Portaria nº 120 do MME e foi submetida à Audiência Pública nº 068/2016 aprovada pela Diretoria da ANEEL em 21 de fevereiro de 2017 através da Resolução Normativa nº 762. Com o resultado da referida Audiência Pública foi emitida a Nota Técnica nº 23/2017. As Notas Técnicas regulamentam a metodologia de cálculo do custo de capital e do cálculo da RAP a ser adicionado referente o valor das instalações do SE e determinam valores e prazos de pagamento por concessionárias, conforme mencionado na nota 7 (d).

Em 30 de maio de 2017, foi emitido Despacho ANEEL nº 1.484/17, que reconhece como valor dos ativos o valor total de R$4.094.440, data base 31 de dezembro de 2012. O impacto inicial dos valores do RBSE foi reconhecido contabilmente em setembro de 2016 e o complemento do valor reconhecido pela ANEEL foi registrado contabilmente durante o segundo trimestre de 2017 sob a rubrica “Contas a Receber (ativo da concessão)” (nota 7 (d) (ii)).

Conforme divulgado em fato relevante de 11 de abril de 2017, foi expedida decisão judicial liminar referente ação movida por três associações empresariais, que determina em caráter provisório a exclusão da parcela de “remuneração”, prevista no artigo 15, parágrafo 2º, da Lei nº 12.783/13 e consequente recálculo das Receitas Anuais Permitidas (RAPs) pela ANEEL. Em cumprimento da referida decisão liminar, a ANEEL por meio de Nota Técnica nº 170/17, apresenta novo cálculo excluindo dos valores da RAP, ciclo 2017/2018, os valores referentes ao custo de capital (nota 7). A Companhia, pautada na opinião de assessores jurídicos, entende que esta é uma decisão provisória e que o direito da Companhia de receber os devidos valores referentes aos ativos do RBSE está assegurado pela Lei, de forma que nenhum ajuste ao valor registrado contabilmente até 31 de março de 2018 necessitou ser considerado.

(*) NI – instalações energizadas a partir de 1 de junho de 2000.

SE – instalações de ativos não depreciados existentes em 31 de maio de 2000.

Transferência das Demais Instalações de Transmissão (DIT)

A ANEEL, em junho de 2015 iniciou Audiência Pública nº 41/2015, com vistas a colher subsídios e informações adicionais para análise da proposta de transferência das chamadas Demais Instalações de Transmissão (“DIT”) das transmissoras de energia elétrica para as distribuidoras, nos termos da Nota Técnica da ANEEL nº 32/2015. As DIT são instalações não classificadas como Rede Básica e se caracterizam por instalações com tensão de operação inferior a 230 kV.

Em 13 de fevereiro de 2017, foi publicada pela ANEEL a Resolução Normativa n° 758/2017, com o resultado final da Audiência Pública n° 041/2015, a qual estabeleceu as condições gerais para incorporação das Demais Instalações de Transmissão – DIT pelas distribuidoras, assim como listou em seu anexo as instalações atualmente sob concessão das transmissoras que atendem aos critérios e serão incorporadas pelas distribuidoras na primeira revisão tarifária ordinária subsequente a 1 de janeiro de 2019.

Conforme a Nota Técnica n°170/2016 da ANEEL, foram consideradas para fins de transferência as instalações não abrangidas pela portaria MME nº 120/2016 e de uso exclusivo das distribuidoras, excluindo-se as DIT compartilhadas, de uso de centrais geradoras ou de consumidores livres ou as localizadas em subestações de Rede Básica de Fronteira.

Em 23 de fevereiro de 2017, a Companhia protocolou pedido de reconsideração, questionando as instalações relacionadas no anexo da Resolução Normativa, uma vez que essas não atenderiam aos critérios definidos para transferência das DIT.

Após análise do recurso interposto em 22 de agosto de 2017, foi publicada Resolução Normativa n° 781/2017 que excluiu do mencionado anexo as instalações sob a concessão da Companhia. Em que pese a revisão promovida pela ANEEL, por um equivoco, duas instalações sob a concessão da Companhia que possuem remuneração RBSE ainda constaram do anexo da referida Resolução.

Diante de tal fato, em setembro de 2017, a Companhia protocolou nova manifestação que aguarda análise da ANEEL quanto a alteração da lista constante na Resolução Normativa n° 781/2017. A Administração da Companhia não espera incorrer em perdas significativas de receita relacionadas a essas discussões.

Em 20 de abril de 2018, foi publicada a Resolução Normativa nº 810/18 que altera o anexo da Resolução Normativa nº 758/2017, excluindo as seguintes instalações de transmissão da ISA CTEEP (i) Ramal 88kV Assis I e (ii) Ramal 88 kV Palmital. Com esta alteração, a Companhia não possui nenhum ativo passível de transferência compulsória das DIT.

Leilão nº 008/2011 - ANEEL

Em 2011, ISA CTEEP e CHESF constituíram o Consorcio Extremoz mediante assinatura de Termo de Compromisso para disputar o Lote A do leilão ANEEL nº 001/2001.

A ISA CTEEP optou por retirar-se do Consórcio Extremoz antes da realização do leilão. Conforme previsto no Termo de Compromisso, a CHESF disputou o leilão, sagrou-se vencedora do Lote A e constituiu a SPE “ETN - Extremoz Transmissora do Nordeste S.A.” com a participação da ISA CTEEP (51%) e CHESF (49%).

Desde sua constituição a ETN está sob administração exclusiva da CHESF, sendo a participação da ISA CTEEP restrita ao cumprimento das obrigações do Termo de Compromisso e obrigações societárias.

A efetiva retirada da ISA CTEEP do capital social da ETN foi formalizada em 14 de fevereiro de 2018 por meio da assinatura de Contrato de Compra e Venda de Ações e da transferência integral da participação da ISA CTEEP para a CHESF

Em 10 de abril de 2018 foi publicado Despacho ANEEL nº 789 que reconheceu o cumprimento de todas as obrigações regulatórias relacionadas à transferência de controle societário, encerrando a operação.

2 Apresentação das informações trimestrais

2.1 Bases de elaboração e apresentação

As informações trimestrais individuais, identificadas como “Controladora” e as informações trimestrais consolidadas, identificadas como “Consolidado”, foram elaboradas e estão sendo apresentadas em conformidade com as práticas contábeis adotadas no Brasil, as quais abrangem as disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, pronunciamentos, interpretações e orientações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (“CPC”) e aprovadas pela Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”), que estão em conformidade com as normas IFRS emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB, e evidenciam todas as informações relevantes próprias das informações trimestrais, e somente elas, as quais estão consistentes com as utilizadas pela administração na sua gestão.

Por não existir diferença entre o patrimônio líquido consolidado e o resultado consolidado atribuíveis aos acionistas da controladora, constantes nas informações trimestrais consolidadas preparadas de acordo com as IFRS e as práticas contábeis adotadas no Brasil, e o patrimônio líquido da controladora e o resultado da controladora, constantes nas informações trimestrais individuais, a Companhia optou por apresentar essas informações trimestrais individuais e consolidadas em um único conjunto, lado a lado.

A Companhia não possui outros resultados abrangentes, portanto, o único item de resultado abrangente total é o resultado do período.

As informações trimestrais, individuais e consolidadas, foram elaboradas com base no custo histórico, exceto quando indicado de outra forma, conforme descrito nas práticas contábeis a seguir. O custo histórico é baseado no valor das contraprestações pagas em troca de ativos.

Os dados não financeiros incluídos nestas informações trimestrais, tais como volume e capacidade de energia, dados contratuais, projeções, seguros e meio ambiente, não foram revisados.

As informações trimestrais foram aprovadas e autorizadas para divulgação pelo Conselho de Administração em 14 de maio de 2018.

2.2 Reclassificações de saldos contábeis comparativos

Os saldos referentes às rubricas “custos dos serviços de implementação da infraestrutura e de operação e manutenção” e “despesas gerais e administrativas” na demonstração do resultado, originalmente apresentados nas Informações Trimestrais referentes ao período de três meses findo em 31 de março de 2017 foram reclassificados para melhor apresentação dos valores relacionados à área operacional de planejamento de projetos registrados como custo dos serviços de operação e manutenção.

Controladora Consolidado

Demonstrações do Resultado do Período

Saldos apresentados

em 1T17

Reclassifica-

  ções

Saldos 1T17

após

reclassificação

Saldos apresentados

em 1T17

Reclassifica-

  ções

Saldos 1T17 após

reclassificação

Custo dos Serviços de Construção e Operação e Manutenção

Despesas gerais e administrativas

(148.177) (1.937) (150.114) (155.118) (1.937) (157.055)

(35.285) 1.937 (33.348) (37.036) 1.937 (35.099)

2.3 Moeda funcional e de apresentação

As informações contábeis da controladora e de cada uma de suas controladas, incluídas nas informações trimestrais consolidadas, são apresentadas em reais, a moeda do principal ambiente econômico no qual as empresas atuam (“moeda funcional”).

2.4 Julgamentos, estimativas e premissas contábeis significativas

Conforme o Ofício Circular CVM/SNC/SEP nº 03/2011, a Companhia declara que os julgamentos, estimativas e premissas contábeis significativas, bem como as principais práticas contábeis são consistentes com aquelas adotadas na elaboração das demonstrações financeiras anuais do exercício de 2017, considerando as alterações introduzidas pelos novos pronunciamentos do CPC nº 47 e 48 (nota 4). Portanto, as correspondentes informações devem ser lidas nas notas explicativas 2.4 e 3, daquelas demonstrações financeiras.

2.5 Procedimentos de consolidação

As informações trimestrais consolidadas incluem as informações contábeis da Companhia e de suas controladas.

O controle é obtido quando a Companhia está exposta a, ou tem direitos sobre retornos variáveis decorrentes de seu envolvimento com a investida e tem a capacidade de afetar esses retornos por meio de seu poder sobre a investida.

As controladas são consolidadas integralmente, a partir da data em que o controle se inicia até a data em que deixa de existir.

Em 31 de março de 2018 e 31 de dezembro de 2017, as participações nas controladas se apresentavam da seguinte forma:

Data base das informações

trimestrais

      Participação %

31.03.2018  31.12.2017

Controladas
Interligação Elétrica de Minas Gerais S.A. (IEMG)	31.03.2018	100		100
Interligação Elétrica Pinheiros S.A. (Pinheiros)	31.03.2018	100		100
Interligação Elétrica Serra do Japi S.A. (Serra do Japi)	31.03.2018	100		100
Evrecy Participações Ltda. (Evrecy)	31.03.2018	100		100
Interligação Elétrica Itaúnas S.A. (Itaúnas)	31.03.2018	100		100
Interligação Elétrica Norte e Nordeste S.A. (IENNE)	31.03.2018	100		100
Interligação Elétrica Tibagi S.A. (Tibagi)	31.03.2018	100		100
Interligação Elétrica Itaquerê S.A. (Itaquerê)	31.03.2018	100		100
Interligação Elétrica Itapura S.A. (Itapura)	31.03.2018	100		100
Interligação Elétrica Aguapeí S.A. (Aguapeí)	31.03.2018	100		100
Xxxxx xx Xxxxxxxxxxxx Xxxxxxxxxxxx XX Xxxxxxxxxxxx	00.00.0000	24	(*)	30
Fundo de Investimento Xavantes Referenciado DI	31.03.2018	74	(*)	72
Fundo de Investimento Assis Referenciado DI (*) Considera participação direta e indireta.	31.03.2018	100	(*)	100

Os seguintes procedimentos foram adotados na preparação das informações trimestrais consolidadas:

• eliminação do patrimônio líquido das controladas;

• eliminação do resultado de equivalência patrimonial; e,

• eliminação dos saldos de ativos e passivos, receitas e despesas entre as empresas consolidadas.

As práticas contábeis foram aplicadas de maneira uniforme em todas as empresas consolidadas e o exercício social dessas empresas coincide com o da controladora.

A participação de acionistas não controladores é apresentada como parte do patrimônio líquido e lucro líquido e estão destacadas nas informações trimestrais consolidadas.

As controladas em conjunto são contabilizadas pelo método de equivalência patrimonial, conforme CPCs 18, 19 (R2) e 36 (R3) e possuem acordo de acionistas que define o controle compartilhado.

Em 31 de março de 2018 e 31 de dezembro de 2017, as participações nas controladas em conjunto, se apresentavam da seguinte forma:

Data base das informações

trimestrais

    Participação %

31.03.2018  31.12.2017

	Controladas em conjunto
	Interligação Elétrica do Sul S.A. (IESul)	31.03.2018	50	50
	Interligação Elétrica do Madeira S.A. (IEMadeira)	31.03.2018	51	51
	Interligação Elétrica Garanhuns S.A. (IEGaranhuns)	31.03.2018	51	51
	Interligação Elétrica Paraguaçu S.A. (Paraguaçu)	31.03.2018	50	50
	Interligação Elétrica Aimorés S.A. (Aimorés)	31.03.2018	50	50
	Elétricas Reunidas do Brasil S.A. (ERB1)	31.03.2018	50	50
3	Principais práticas contábeis
	A Companhia declara que as principais práticas	contábeis, constantes	na nota explicativa	3 das

demonstrações financeiras do exercício de 2017, permanecem válidas para estas Informações Trimestrais

– ITR, considerando as alterações introduzidas pelos novos pronunciamentos do CPC nº 47 e 48 (nota 4).

4 Novas normas e interpretações

A Companhia e suas controladas adotaram todos os pronunciamentos (novos ou revisados) e interpretações emitidas pelo CPC, quando aplicável, que estão em vigor em 31 de março de 2018.

As normas e interpretações novas e/ou revisadas pelo CPC, CVM e IASB são:

CPC nº 47 – Receita de contrato com cliente – Deliberação CVM nº 762 em 22 de dezembro de 2016 (IFRS 15 Receita de contratos com clientes)

A IFRS 15 foi emitida em maio de 2014, alterada em abril de 2016 e estabelece um modelo de cinco etapas para contabilização das receitas decorrentes de contratos com clientes. De acordo com a IFRS 15, a receita reconhecida por um valor que reflete a contrapartida a que uma entidade espera ter direito em troca de transferência de bens ou serviços para um cliente, e entrou em vigor a partir de 01 de janeiro de 2018.

Este novo pronunciamento substituiu 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.

A Companhia adotou o CPC 47/IFRS15 que não produziu impacto nas informações trimestrais.

A Companhia possui operações que geram receita de (i) implementação da infraestrutura, (ii) remuneração dos ativos da concessão de transmissão e (iii) operação de manutenção. Com a adoção do novo CPC o reconhecimento das referidas receitas permanecem como segue:

(i) Receita da infraestrutura – reconhecida conforme gastos incorridos, uma vez que satisfaz as obrigações de desempenho ao longo do tempo;

(ii) Remuneração dos ativos da concessão – juros lineares proporcionais auferidos até a data das demonstrações financeiras;

(iii) Operação e manutenção – faturamento mensal conforme contraprestação dos serviços.

• CPC nº 48 – Instrumentos financeiros – Deliberação CVM nº 763 em 22 de dezembro de 2016 (IFRS 9 Instrumentos financeiros)

Em julho de 2014, o IASB emitiu a versão final da IFRS 9 Instrumentos Financeiros, que substitui a IAS 39 Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração e todas as versões anteriores da IFRS 9. A IFRS 9 reúne os três aspectos do projeto de contabilização de instrumentos financeiros: classificação e mensuração, redução ao valor recuperável do ativo e contabilização de hedge. A IFRS 9 entrou em vigor a partir de 01 de janeiro de 2018.

A Companhia adotou a nova norma na data efetiva requerida e não fez reapresentação de informações comparativas dos períodos anteriores com base no advento da adoção inicial simplificada.

A Companhia concluiu que: (i) ativos financeiros de serviços de implementação da infraestrutura (R$1.690.407 na controladora e R$3.343.258 no consolidado) e da Lei nº 12.783 – SE (R$9.307.075 controladora e consolidado), até então classificados como empréstimos e recebíveis, passam a ser classificados como custo amortizado. Tal mudança na classificação não altera a forma de mensuração destes ativos e não gera impacto nas informações trimestrais; (ii)ativos financeiros de indenização (R$59.163 na controladora e R$139.112 no consolidado), até então classificados como empréstimos e recebíveis passam a ser mensurados a valor justo por meio de resultado, não sendo apurados impactos significativos.

5	Caixa e equivalentes de caixa
					Controladora				Consolidado
		% do CDI		31.03.2018	31.12.2017		31.03.2018		31.12.2017
	Caixa e bancos			3.745	1.234		5.244		2.981
	Equivalentes de caixa
	CDB	94,0% a 97,0%		132	130		2.705		136
	Compromissada (a)	95,0% a 97,0%		896	886		2.694		2.687
	Fundos de investimento de curto prazo (b)	40,0% a 70,0%		1.106	781		1.106		781
				5.879	3.031		11.749		6.585

Equivalentes de caixa estão mensuradas ao valor justo através do resultado e possuem liquidez diária.

A análise da administração da Companhia quanto à exposição desses ativos a riscos de taxas de juros, dentre outros, é divulgada na nota explicativa 29 (c).

(a) As operações compromissadas são títulos emitidos pelos bancos com o compromisso de recompra do título por parte do banco, e de revenda pelo cliente, com taxas definidas, e prazos pré- determinados, lastreados por títulos privados ou públicos registradas na CETIP.

(b) Fundo de investimento Federal Provision CP FICFI: administrado pelo Banco Itaú-Unibanco com carteira composta por quotas do Fundo de Investimento Federal Curto Prazo FI, possui liquidez diária e carteira vinculada a títulos públicos.

6 Aplicações financeiras

Controladora  Consolidado      Controladora       Consolidado

31.03.2018	31.12.2017	31.03.2018	31.12.2017
455.397	346.287	716.226	610.066
455.397	346.287	716.226	610.066

      % do CDI    

Fundos de

investimentos (*) 101,18% 100,76%

(*) Os fundos de investimentos são consolidados conforme descrito na nota 2.5.

A Companhia, suas controladas e controladas em conjunto concentraram as suas aplicações financeiras nos seguintes fundos de investimentos:

• Fundo de Investimento Referenciado DI Bandeirantes: fundo constituído para investimento exclusivamente pela Companhia, suas controladas e controladas em conjunto, administrado pelo Banco Bradesco e com a carteira composta por quotas do Fundo de Investimento Referenciado DI Coral. Saldos em 31 de março de 2018 de R$215.212 e R$332.805 (R$159.393 e R$262.952 em 31 de dezembro 2017), na controladora e consolidado, respectivamente.

• Fundo de Investimento Xavantes Referenciado DI: fundo constituído para investimento exclusivamente pela Companhia, suas controladas e controladas em conjunto, administrado pelo Banco Itaú-Unibanco e com a carteira composta por quotas do Fundo de Investimento Special DI (Corp Referenciado DI incorporado pelo Special DI). Saldos em 31 de março de 2018 de R$22.556 e R$165.792 (R$27.644 e R$187.864 em 31 de dezembro 2017), na controladora e consolidado, respectivamente

• Fundo de Investimento Assis Referenciado DI: fundo constituído para investimento exclusivamente pela Companhia, suas controladas e controladas em conjunto, administrado pelo Banco Santander e com a carteira composta por quotas do Fundo de Investimento Santander Renda Fixa Referenciado DI. Saldos em 31 de março de 2018 de R$ 217.629 (R$159.250 em 31 de dezembro de 2017), na controladora e consolidado.

Os referidos fundos de investimento possuem liquidez diária, prontamente conversíveis em montante de caixa, independentemente dos ativos, conforme estipulado nos regulamentos dos Fundos Bandeirantes, Xavantes e Assis. A composição das carteiras em 31 de março de 2018 reflete principalmente aplicações em operações compromissadas em títulos públicos federais, letra financeira, debêntures, CDB pós-fixado e depósitos à vista, conforme demonstrado a seguir:

	Referenciado DI	Special	Santander Renda Fixa Referenciado
	Coral	DI	DI
Títulos Públicos	32,6%	44,5%	6,6%
Letra Financeira (Bancos)	24,3%	22,4%	23,8%
Letra Financeira do Tesouro (Tesouro Selic)	24,9%	25,6%	45,5%
Letra do Tesouro Nacional (Tesouro Prefixado)	6,8%	0,00%	0,00%
Debêntures	7,5%	5,6%	11,4%
CDB	1,0%	0,6%	10,1%
Outros	2,9%	1,3%	2,6%

A análise da administração da Companhia quanto à exposição desses ativos a riscos de taxas de juros, dentre outros, é divulgada na nota explicativa 29 (c).

7 Contas a receber (ativo da concessão)

        Controladora      Consolidado

	31.03.2018		31.12.2017		31.03.2018		31.12.2017
O&M
Serviços de O&M (a)	139.542		134.027		157.480		146.428
	139.542		134.027		157.480		146.428
Ativo financeiro Serviços de implementação da
infraestrutura (b)	1.690.407		1.656.504		3.343.258		3.267.487
Indenização (c)	59.163		59.164		139.112		138.131
Lei nº 12.783 - SE (d)	9.307.075		9.586.834		9.307.075		9.586.834
	11.056.645		11.302.502		12.789.445		12.992.452
	11.196.187		11.436.529		12.946.925		13.138.880
Circulante	1.728.771		1.746.061		1.913.173		1.924.928
Não circulante	9.467.416		9.690.468		11.033.752		11.213.952

(a) O&M - Operação e Manutenção refere -se à parcela do faturamento mensalmente informado pelo ONS para remuneração dos serviços de operação e manutenção, com prazo médio de recebimento inferior a 30 dias.

(b) Implementação da infraestrutura - valor a receber referente aos serviços de implementação da infraestrutura, ampliação, reforço e melhorias das instalações de transmissão de energia elétrica até o término da vigência de cada um dos contratos de concessão, dos quais a Companhia e suas controladas são signatárias, ajustado a valor presente e remunerado pela taxa efetiva de juros, atualizados pelo IPCA anualmente.

(c) Contas a receber indenização – refere-se à parcela estimada, ajustada a valor presente, dos investimentos realizados e não amortizados até o final dos contratos de concessão vigentes e ao qual a Companhia e suas controladas terão direito de receber caixa ou outro ativo financeiro, ao término da vigência dos contratos de concessão.

(d) Contas a receber Lei nº 12.783 –valores a receber relativo aos investimentos do contrato de concessão nº 059/2001 que foi prorrogado nos termos da Lei nº 12.783 cujo direito de recebimento foi subdividido em NI e SE:

Instalações NI

A indenização referente às instalações do NI correspondia ao montante original de R$2.891.291, atualizado R$ 2.949.121, conforme determinado pela Portaria Interministerial nº 580. O equivalente a 50% desse montante foi recebido em 18 de janeiro de 2013 e os 50% restantes foram divididos em 31 parcelas mensais, e que vinham sendo repassados à Companhia pela Eletrobras. No entanto, sobre essas parcelas remanescentes, ainda existem discussões quanto à forma de atualização. Atendendo solicitação do TCU (Tribunal de Contas da União), a ANEEL efetuou uma revisão dos valores repassados à título da

indenização das instalações do NI a todas as concessionárias e entendeu que ocorreram equívocos no cálculo de atualização, gerando pagamentos a maior para as concessionárias. A Eletrobras, embora reconheça que haja equívocos no cálculo, contestou o entendimento da ANEEL sobre o tema. A Companhia, pautada, na posição do laudo econômico independente e opinião de seus assessores jurídicos tem interpretação divergente em relação à forma de atualização aplicada pela ANEEL, e com base nisto mantem registrada a sua melhor estimativa para o valor em questão, no total de R$26.217, na rubrica “outros” no passivo circulante, excluindo multa e mora que seriam devidos a favor da Companhia, tendo em vista atrasos ocorridos nos repasses.

Instalações SE

(i) Conforme condições previstas na Portaria nº 120/16 e valores regulamentados pela Nota Técnica ANEEL nº 336/2016, em conformidade com o CPC 38 – Instrumentos Financeiros, o valor referente às instalações do SE, em 30 de setembro de 2016, passou a ser tratado como um ativo financeiro com prazo e taxa efetiva de juros específicos, de acordo com suas características, sendo o prazo de pagamento da parcela de receita 8 anos e o pagamento da parcela remanescente em 6,3 anos iniados em julho de 2017.

(ii) Conforme mencionado na nota 1.2, a ANEEL, por meio do Despacho nº 1.484 reconheceu a base de remuneração líquida da Companhia de R$3.896.328 para R$4.094.440, data base de 31 de dezembro de 2012. Resultando na revisão do fluxo de recebimento de caixa e acréscimo no ativo financeiro, no segundo trimestre de 2017, das instalações do SE, de R$432.641, R$392.622 na receita operacional líquida (R$40.019 referente PIS e COFINS diferidos), R$133.491 nas provisões para imposto de renda e contribuição social diferidos e R$259.131 no lucro líquido do período.

(iii) Em junho de 2017, a ANEEL emitiu Despacho nº 1.779 e Nota Técnica nº 170, que em cumprimento a decisão judicial liminar (nota 1.2) exclui a parcela referente ao custo de capital próprio dos valores não pagos entre janeiro de 2013 e junho de 2017 no cálculo da RAP 2017/2018, reduzindo temporariamente a referida RAP de R$1.738.154 para R$1.502.128, que atualizada conforme Resolução Homologatória nº 2.258 é de R$1.552.426 em 30 de junho de 2017 (nota 24.4). Dessa forma, os recebíveis referentes ao custo de capital próprio considerados no fluxo de recebimento de caixa do ativo financeiro referente às instalações do SE relativos ao ciclo tarifário 2017/2018, estão registrados no ativo não circulante.

As contas a receber estão assim distribuídas por vencimento:

			Controladora				Consolidado
	31.03.2018		31.12.2017		31.03.2018		31.12.2017
A vencer	11.173.194		11.413.683		12.922.898		13.115.131
Vencidos até 30 dias	1.994		1.709		2.124		1.717
de 31 a 60 dias	133		151		162		159
de 61 a 360 dias	8.961		11.698		9.010		11.842
há mais de 361 dias (i)	11.905		9.288		12.731		10.031
	22.993		22.846		24.027		23.749
	11.196.187		11.436.529		12.946.925		13.138.880

(i) Alguns agentes do sistema questionam judicialmente os saldos faturados referente à Rede Básica. Em virtude dessa discussão, estes valores são depositados judicialmente por estes agentes. A Companhia efetuou o faturamento de acordo com as autorizações das entidades regulatórias e, desta maneira, não registra nenhuma provisão para perda relacionada a estas discussões.

A Companhia não apresenta histórico de perdas em contas a receber, que são garantidas por estruturas de fianças e/ou acessos a contas correntes operacionalizadas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) ou diretamente pela Companhia e, portanto, não constituiu provisão para créditos de liquidação duvidosa.

Movimentação do contas a receber:

	Controladora	Consolidado
Saldos em 31.12.2016	10.313.845	11.446.824
Receita de infraestrutura (nota 24.1)	73.730	77.098
Remuneração dos ativos da concessão - RBSE (nota 24.1)	211.748	211.748
Remuneração dos ativos da concessão (nota 24.1)	43.897	67.547
Receita de operação e manutenção (nota 24.1)	227.794	236.990
Recebimentos	(243.419)	(281.507)
Saldos em 31.03.2017	10.627.595	11.758.700
	Controladora	Consolidado
Saldos em 31.12.2017	11.436.529	13.138.880
Receita de infraestrutura (nota 24.1)	24.860	80.136
Remuneração dos ativos da concessão - RBSE (nota 24.1)	210.506	210.506
Remuneração dos ativos da concessão (nota 24.1)	63.782	94.860
Receita de operação e manutenção (nota 24.1)	221.653	235.019
Recebimentos	(761.143)	(812.476)
Saldos em 31.03.2018	11.196.187	12.946.925

8 Valores a receber – Secretaria da Fazenda – controladora e consolidado

Controladora e consolidado

31.03.2018 31.12.2017

Processamento da folha de pagamento – Lei 4.819/58 (a) 1.607.991 1.560.759

Processos trabalhistas – Lei 4.819/58 (b) 271.383 268.287

Provisão para perdas sobre realização de créditos (c) (516.255) (516.255)

1.363.119 1.312.791

(a) Refere-se a valores a receber para liquidação de parcela da folha de pagamento do plano de complementação de aposentadoria regido pela Lei Estadual 4.819/58, no período de janeiro de 2005 a março de 2018. O aumento em relação ao ano anterior é decorrente do cumprimento de decisão da ação da 49ª Vara do Trabalho na qual a CTEEP, na condição de parte citada, repassa os recursos mensalmente à Funcesp para processamento do pagamento aos aposentados.

(b) Referem-se a determinadas ações trabalhistas quitadas pela CTEEP por força de ato judicial, relativas aos empregados aposentados sob o amparo da Lei Estadual 4.819/58, que são de responsabilidade do Governo do Estado de São Paulo.

(c) A provisão constituída teve como fatores determinantes o alargamento de prazo da expectativa de realização de parte do contas a receber do Estado de São Paulo e andamentos processuais. A Companhia monitora a evolução do tema e revisa a provisão periodicamente avaliando a necessidade de complementação ou reversão da provisão conforme eventos jurídicos que eventualmente alterem a

opinião de seus assessores. Até 31 de março de 2018, não ocorreram eventos que indicassem necessidade de alteração da provisão.

9 Tributos e contribuições a compensar
			Controladora				Consolidado
	31.03.2018		31.12.2017		31.03.2018		31.12.2017
Imposto de renda antecipação	87.523		1.012		87.575		1.064
Contribuição social antecipação	31.246		-		31.262		16
Imposto de renda retido na fonte	2.424		1.701		2.427		3.259
Contribuição social retido na fonte	211		223		211		852
COFINS	6.741		6.681		8.979		6.708
PIS	1.463		1.450		1.463		1.456
Outros	669		658		818		807
	130.277		11.725		132.735		14.162
10 Cauções e depósitos vinculados

Os valores de cauções e depósitos são registrados no ativo não circulante, tendo em vista as incertezas quanto ao desfecho das ações objeto de depósitos.

Os depósitos estão registrados pelo valor nominal, atualizados monetariamente, tendo por base a variação de taxa referencial (TR) para depósitos trabalhistas e previdenciários e SELIC para tributários e regulatórios. O saldo está composto da seguinte forma:

Controladora Consolidado

31.03.2018 31.12.2017 31.03.2018 31.12.2017

Depósitos judiciais

Trabalhistas (nota 20 (a) (i)) 36.791 37.348 36.816 37.373

Previdenciárias – INSS (nota 20 (a) (iv)) 2.698 2.905 2.698 2.905

PIS / COFINS (a) 9.855 9.446 9.855 9.446

Autuações – ANEEL (b) 16.868 16.366 16.868 16.366

Outros 334 324 334 324

66.546 66.389 66.571 66.414

(a) Em março de 2015, através do Decreto n.º 8.426/15, foi restabelecida a alíquota de 4,65% de PIS/COFINS sobre receitas financeiras com aplicação a partir de 1 de julho de 2015. A Companhia buscou judicialmente evitar a tributação sob o fundamento de que o tributo apenas poderia ser exigido através de Lei conforme previsto na Constituição Federal, em seu artigo 150, inciso I e; que o Decreto n.º 8.426/15 também viola o princípio da não cumulatividade previsto no artigo 194, § 12º.

(b) Referem-se a depósitos, cujos processos tem como objetivo anular autuações da ANEEL as quais a Companhia contesta.

11 Investimentos

(a) Movimentação dos investimentos

											Controladora
	Saldos em		Integralização		Equivalência		Ajuste por aquisição de		Realização do ativo		Saldos em
	31.12.2017		de capital		patrimonial		controle		da concessão		31.03.2018
Serra do Japi	290.845		-		10.936		-		-		301.781
IEMG	117.467		-		803		535		-		118.805
IENNE	208.229		11.700		1.738		-		-		221.667
Pinheiros	498.124		-		10.296		-		-		508.420
Evrecy	66.328		-		1.850		-		(621)		67.557
Itaúnas	7.318		27.300		(643)		-		-		33.975
Tibagi	2.380		-		(4)		-		-		2.376
Itaquerê	10.543		16.800		(292)		-		-		27.051
Itapura	3.302		700		(75)		-		-		3.927
Aguapeí	4.593		-		(19)		-		-		4.574
IESul	124.076		-		(372)		-		-		123.704
IEMadeira	1.368.168		-		19.128		-		-		1.387.296
IEGaranhuns	370.845		-		2.826		-		-		373.671
Paraguaçu	5.040		6.050		(198)		-		-		10.892
Aimorés	3.660		4.150		(211)		-		-		7.599
ERB1	9.056		4.000		(302)		-		-		12.754
Total	3.089.974		70.700		45.461		535		(621)		3.206.049

						Consolidado
	Saldos em	Integralização de	Equivalência	Ajuste por aquisição de	Realização do ativo da	Saldos em
	31.12.2017	capital	patrimonial	controle	concessão	31.03.2018
IESul	124.076	-	(372)	-	-	123.704
IEMadeira	1.368.168	-	19.128	-	-	1.387.296
IEGaranhuns	370.845	-	2.826	-	-	373.671
Paraguaçu	5.040	6.050	(198)	-	-	10.892
Aimorés	3.660	4.150	(211)	-	-	7.599
ERB1	9.056	4.000	(302)	-	-	12.754
Investimento	1.880.845	14.200	20.871	-	-	1.915.916

(b) Informações sobre investimentos em controladas e controladas em conjunto

	Data base	Qtde. de ações ordinárias possuídas	Participação no capital integralizado    - %	Capital integralizado	Ativos	Passivos	Patrimônio líquido	Receita bruta	Lucro líquido (prejuízo)
Serra do Japi	31.03.2018	130.857.000	100,0	130.857	387.914	86.133	301.781	15.291	10.936
	31.12.2017	130.857.000	100,0	130.857	378.552	87.707	290.845	63.738	43.812
IEMG	31.03.2018	83.055.292	100,0	83.055	191.968	42.713	149.255	4.788	803
	31.12.2017	83.055.292	100,0	83.055	192.985	44.533	148.452	29.115	18.133
IENNE	31.03.2018	338.984.000	100,0	338.984	762.761	326.708	436.053	7.786	1.738
	31.12.2017	327.284.000	100,0	327.284	763.056	340.441	422.615	2.692	(3.043)
Pinheiros	31.03.2018	300.910.000	100,0	300.910	631.729	123.309	508.420	15.370	10.296
	31.12.2017	300.910.000	100,0	300.910	625.987	127.863	498.124	62.400	39.341
Evrecy	31.03.2018	21.512.367	100,0	21.512	53.277	3.983	49.294	3.269	1.850
	31.12.2017	21.512.367	100,0	21.512	51.643	4.199	47.444	12.895	6.539
Itaúnas	31.03.2018	34.800.000	100,0	34.800	37.808	3.833	33.975	30.898	(643)
	31.12.2017	7.500.000	100,0	7.500	8.416	1.098	7.318	6.045	(182)
Tibagi	31.03.2018	2.500.000	100,0	2.500	2.682	306	2.376	631	(4)
	31.12.2017	2.500.000	100,0	2.500	2.531	151	2.380	1.184	(120)
Itaquerê	31.03.2018	27.300.000	100,0	27.300	28.977	1.926	27.051	16.340	(292)
	31.12.2017	10.500.000	100,0	10.500	11.282	739	10.543	9.913	43
Itapura	31.03.2018	4.100.000	100,0	4.100	4.339	412	3.927	3.433	(75)
	31.12.2017	3.400.000	100,0	3.400	3.379	77	3.302	83	(98)

	Data base	Qtde. de ações ordinárias possuídas	Participação no capital integralizado    - %	Capital integralizado	Ativos	Passivos	Patrimônio líquido	Receita bruta	Lucro líquido (prejuízo)
Aguapeí	31.03.2018	4.700.000	100,0	4.700	5.124	550	4.574	1.983	(19)
	31.12.2017	4.700.000	100,0	4.700	4.736	143	4.593	1.054	(107)
IESul	31.03.2018	107.969.499	50,0	215.937	331.174	83.764	247.410	3.779	(743)
	31.12.2017	107.969.499	50,0	215.937	334.490	86.337	248.153	155.454	4.408
IEMadeira	31.03.2018	717.060.000	51,0	1.406.000	5.963.411	3.243.222	2.720.189	137.035	37.507
	31.12.2017	717.060.000	51,0	1.406.000	6.000.718	3.318.036	2.682.682	708.033	271.737
IEGaranhuns	31.03.2018	290.700.000	51,0	570.000	1.216.750	484.063	732.687	17.766	5.541
	31.12.2017	290.700.000	51,0	570.000	1.223.980	496.834	727.146	120.645	(34.823)
Paraguaçu	31.03.2018	11.200.000	50,0	22.400	23.953	2.170	21.783	4.596	(397)
	31.12.2017	5.150.000	50,0	10.300	18.002	7.922	10.080	12.869	(220)
Aimorés	31.03.2018	7.950.000	50,0	15.900	16.911	1.713	15.198	3.037	(423)
	31.12.2017	3.800.000	50,0	7.600	12.296	4.975	7.321	8.827	(279)
ERB1	31.03.2018	13.000.000	50,0	26.000	34.507	9.000	25.507	8.547	(605)
	31.12.2017	9.000.000	50,0	18.000	23.252	5.140	18.112	2.586	112

(i) Controladas

Interligação Elétrica Serra do Japi S.A. (Serra do Japi)

A Serra do Japi foi constituída em 1 de julho de 2009, com o objetivo de explorar a concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica, em particular as subestações Jandira e Salto arrematadas no Lote I do Leilão nº 001/2009 da ANEEL (Contrato de concessão nº 026/2009 – nota 1.2).

Em 2012, a Serra do Japi iniciou sua operação comercial (subestação Salto em janeiro de 2012 e subestação Jandira em março de 2012).

Em 30 de abril de 2015, a Companhia transferiu o contrato de concessão de transmissão de energia elétrica nº 143/2001, via aumento de capital, para a controlada Serra do Japi, conforme aprovado pela Resolução Autorizativa da ANEEL nº 5.036 de 20 de janeiro de 2015. O aumento de capital no valor de R$44.109 corresponde ao montante do ativo financeiro (contas a receber – ativo da concessão) do contrato de concessão nº 143/2001, em 31 de março de 2015, apurado de acordo com laudo de avaliação independente.

Interligação Elétrica de Minas Gerais S.A. (IEMG)

A IEMG foi constituída em 13 de dezembro de 2006, com o objetivo de explorar a concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica, em particular a linha de transmissão em 500 kV Neves 1 – Mesquita (Minas Gerais), totalizando 172 km (Contrato de concessão nº 004/2007 – nota 1.2). Em 2009, recebeu autorização para operar comercialmente.

Em 2011, a CTEEP adquiriu 40% do capital social da IEMG detidos pela Cymi, passando a participar com 100% do capital social. O valor pago foi de R$15.283, apurando uma perda de R$28.490. Como resultado dessa operação o saldo do investimento da Companhia na IEMG na data da transação passou a ser o valor justo, ou seja, R$38.206, diferenciando-se do valor contábil do patrimônio líquido da IEMG.

Em 31 de março de 2018, a conciliação do patrimônio líquido da IEMG e do investimento na Companhia é como segue:

	R$ mil
Patrimônio líquido da IEMG	149.255
Participação da CTEEP	100%
Valor contábil do investimento	149.255
Perda na aquisição do controle da IEMG (líquida) – Valor justo	(30.450)
Total do investimento	118.805
Interligação Elétrica Norte e Nordeste S.A. (IENNE)

A IENNE foi constituída em 3 de dezembro de 2007 com o objetivo de explorar a concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica, em particular as linhas de transmissão Colinas (Tocantins) – Ribeiro Gonçalves (Piauí) e Xxxxxxx Xxxxxxxxx – São João do Piauí (Piauí), ambas em 500 kV, totalizando 720 km (Contrato de concessão nº 001/2008 – nota 1.2), e em 2011 recebeu autorização e iniciou a sua operação comercial.

Em 2017, a Companhia adquiriu a totalidade de participação acionária detida por outros acionistas na IENNE, essa operação foi aprovada pela ANEEL através do Despacho nº 2.604 de 22 de agosto de 2017 para a participação de 50% detida pela Isolux Energia e Participações S.A. (“Isolux”), e Ofício nº 545/2017 de 29 de setembro de 2017 para a participação de 25% detida pela Cymi Construções e Participações S.A (“Cymi”). O Conselho Administrativo de Defesa Econômica – CADE aprovou sem restrições o processo de aquisição da IENNE pela Companhia.

Os valores de aquisição pagos à Isolux e Cymi pela participação de 50% e 25% foram de R$68.460 e R$32.703, respectivamente, correspondente ao preço ofertado atualizado monetariamente.

Como resultado da operação, a Companhia passou a deter o controle de 100% das operações da IENNE a partir da aprovação pelo órgão regulador, ocorrida em 29 de setembro de 2017, concluindo o processo de aquisição em 05 de outubro de 2017, conforme fato relevante divulgado naquela data.

O valor justo dos ativos adquiridos e passivos assumidos e apuração do lucro decorrente da compra vantajosa foram definidos conforme laudo definitivo elaborado por consultoria independente, tendo como base o balanço de 30 de setembro de 2017 e demonstrado a seguir:

		(*)	justo
Contas a receber (ativo da concessão)	749.223	(214.386)	534.837
Caixa restrito	16.041	-	16.041
Outros ativos circulantes	2.687	-	2.687
	767.951	(214.386)	553.565
Empréstimos e financiamentos	195.224	-	195.224
Outros passivos circulantes	4.545	-	4.545
Imposto de renda e contribuição social diferidos	70.569	-	70.569
PIS e COFINS diferidos	70.158	-	70.158
	340.496	-	340.496
Patrimônio Líquido	427.455	(214.386)	213.069

Valor contábil em 30.09.2017

Ajustes a valor justo – definitivo

Ativos e passivos a valor

(*) Reflete a diferença entre o valor em uso e o valor justo conforme laudo independente. Os investimentos da Companhia são mantidos ao seu valor recuperável, que conforme CPC01 é representado pelo maior montante entre o seu valor justo e o seu valor em uso.

Essa aquisição de participação originou os seguintes impactos contábeis em 31 de dezembro de 2017:

	R$ mil
Ativos e passivos a valor justo	213.069
Participação adquirida	75%
	159.802
Valor pago	(101.163)
Compra vantajosa	58.639

A Companhia reavaliou sua participação anterior de 25% na IENNE pelo valor justo, conforme demonstrado abaixo:

   R$ mil

Valor contábil do investimento antes da aquisição de controle
(25%)	106.864
Valor justo do investimento (25%)	53.267
Perda na aquisição do controle da IENNE	(53.597)

O valor líquido de R$5.042, resultante do ganho por compra vantajosa, deduzido do ajuste na aquisição da participação anteriormente detida pela Companhia, está registrado na demonstração do resultado da Companhia, sob a rubrica “Outras receitas (despesas) operacionais”, e líquido de imposto de renda e contribuição social diferidos totaliza R$3.328.

Como resultado dessa operação o saldo do investimento da Companhia na IENNE passou a refletir o valor justo, dos ativos e passivos, diferenciando-se do valor contábil do patrimônio líquido da IENNE.

Interligação Elétrica Pinheiros S.A. (Pinheiros)

A Pinheiros foi constituída em 22 de julho de 2008, com o objetivo de explorar a concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica, em particular as linhas de transmissão e subestações arrematadas nos Lotes E, H e K do Leilão nº 004/2008 e Lote K do Leilão nº 004/2011 da ANEEL.

As subestações de Araras, Getulina e Mirassol (Lote H – contrato de concessão nº 015/2008) entraram em operação comercial em 5 de setembro de 2010, 10 de março de 2011 e 17 de abril de 2011, respectivamente. A subestação Piratininga II (Lote E – contrato de concessão nº 012/2008) entrou em operação comercial em 26 de dezembro de 2011. A subestação Atibaia II (Lote K – contrato de concessão nº 018/2008) entrou em operação comercial em 8 de janeiro de 2013.

A subestação Itapeti (lote K – contrato de concessão nº 021/2011) entrou em operação em 9 de agosto de 2013.

Evrecy Participações Ltda. (“Evrecy”)

Em 2012, a CTEEP adquiriu 100% das ações do capital social da Evrecy Participações Ltda. (“Evrecy”), detidas pela EDP Energias do Brasil S.A (“EDP”), pelo valor de R$63,2 milhões.

A Evrecy é uma empresa prestadora de serviços de transmissão de energia elétrica, cuja origem se deu a partir da cisão de ativos de geração e transmissão da Espírito Santo Centrais Elétricas – Escelsa em 2005, sendo detentora de 154 km de linhas de transmissão e de três subestações, entre os estados de Espírito Santo e Minas Gerais.

O valor de aquisição foi alocado entre os ativos adquiridos e passivos assumidos, mensurados a valor justo. O ativo da concessão apurado, no montante de R$31.337, corresponde ao direito adquirido de operar e manter os ativos vinculados à concessão detida pela Evrecy e vem sendo amortizado no prazo de concessão da Evrecy.

Em 31 de março de 2018 a conciliação do patrimônio líquido da Evrecy e do investimento na Companhia é como segue:

	R$ mil
Patrimônio líquido da Evrecy	49.294
Participação da CTEEP	100%
Valor contábil do investimento	49.294
Ativo da concessão a valor justo em 31 de março de 2018 (líquido)	18.263
Total do investimento	67.557
Interligação Elétrica Itaúnas S.A.

Em 28 de outubro de 2016, através do leilão ANEEL nº 013/2015, em sessão pública realizada na B3 S.A., a Companhia arrematou o lote 21 de forma independente.

O lote 21 tem a seguinte composição:

Lote     Descrição    

RAP

Ofertada

  (R$)

Investimentos Estimados

ANEEL (R$)

Prazo

(meses)

Participação

CTEEP

LT 345 kV Viana 2 – João Neiva 2, com 79 km;

SE 345/138-13,8 kV João

Neiva 2, (9+1Res) x 133 MVA; Compensador Estático (-

21 150/+150) Mvar. 47.200 297.819 60 100%

O empreendimento deverá entrar em operação comercial no prazo de 60 meses a partir da assinatura do contrato de concessão, que ocorreu em 10 de fevereiro de 2017.

Em 24 de abril de 2017, através do leilão ANEEL nº 05/2016, em sessão pública realizada na B3 S.A., a Companhia arrematou os seguintes lotes de forma independente:

Interligação Elétrica Tibagi S.A.

O lote 5 com a seguinte composição:

Lote     Descrição    

RAP

Ofertada

  (R$)

Investimentos Estimados

ANEEL (R$)

Prazo

(meses)

Participação

CTEEP

LT 230 kV Nova Porto Primavera - Rosana CD, com

5 18,2 km; 18.371 134.646 48 100%

SE 230/138 kV Rosana (novo pátio 230 kV) - (6 + 1 Res) x 83,33 MVA em série com 2 XX xxxxxxxxxxx 000/000 xX xx (2 + 1 Res) x 250 MVA cada;

Interligação Elétrica Itaquerê S.A.
O lote 6 com a seguinte composição:	RAP	Investimentos
Lote     Descrição	Ofertada   (R$)	Estimados ANEEL (R$)	Prazo (meses)	Participação CTEEP
SE Araraquara 2 - 3 x Compensadores Xxxxxxxxx 000 0 xX - (-000/x000) Mvar;	46.183	397.733	48	100%

Interligação Elétrica Itapura S.A.
O lote 25 com a seguinte composição:	RAP	Investimentos
Lote     Descrição	Ofertada   (R$)	Estimados ANEEL (R$)	Prazo (meses)	Participação CTEEP
SE 440 kV Bauru - Compensador Estático 440 kV 25 (-125/250) Mvar;	10.729	125.794	42	100%

Interligação Elétrica Aguapeí S.A.
O lote 29 com a seguinte composição:
	RAP	Investimentos
	Ofertada	Estimados	Prazo	Participação
Lote     Descrição	(R$)	ANEEL (R$)	(meses)	CTEEP
SE 440/138 kV Baguaçu - (6 +
1 R) x 100 MVA;
SE 440/138 kV Alta Paulista -
(6 + 1 R) x 133,33 MVA;
Trecho de LT da SE Alta
29 Paulista ao Seccionamento da LT 440 kV Marechal Rondon -	53.678	601.879	48	100%
Taquaruçu, com 53 e 54 km
cada, CS;
Trecho de LT da SE Baguaçu
ao Seccionamento da LT 440
kV Ilha Solteira - Bauru C1 e
C2, com 2 x 1 km, CD;

Os empreendimentos deverão entrar em operação comercial no prazo de 48 meses a partir da assinatura do contrato de concessão, que ocorreu em 11 de agosto de 2017.

(ii) Controladas em conjunto Interligação Elétrica Sul S.A. (IESul)

A IESul foi constituída em 23 de julho de 2008 com o objetivo de explorar a concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica, em particular as linhas de transmissão e subestações arrematadas nos Lotes F e I do Leilão nº 004/2008 da ANEEL.

A linha de transmissão Nova Santa Rita - Scharlau e a subestação Scharlau (contrato de concessão nº 013/2008) entraram em operação comercial em 6 de dezembro de 2010.

A subestação Forquilhinha, a linha de transmissão Xxxxx Xxxxxxx B - Siderópolis e a linha de transmissão Joinville Norte – Curitiba (contrato de concessão nº 016/2008), entraram em operação comercial em 10 de outubro de 2011, 21 de agosto de 2012 e 10 de agosto de 2015, respectivamente.

Em 6 de abril de 2018, a Companhia celebrou com a Cymi contrato para aquisição de 50% menos uma ação do capital social total da IESUL (nota 33).

Interligação Elétrica do Madeira S.A. (IEMadeira)

A IEMadeira foi constituída em 18 de dezembro de 2008 com o objetivo de explorar a concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica, em particular a linha de transmissão e subestações arrematadas nos Lotes D e F do Leilão nº 007/2008 da ANEEL.

A linha de transmissão Porto Velho – Araraquara (contrato de concessão nº 013/2009) entrou em operação comercial em 1 de agosto de 2013. As estações Inversora e Retificadora (contrato de concessão nº 015/2009) entraram em operação comercial provisória em 12 de maio de 2014. A operação comercial completa e a emissão pelo ONS do Termo de Liberação Definitivo estão previstos para o final de 2018 (nota 1.2).

Em 30 de junho de 2017, foi aprovada em reunião do Conselho de Administração da Eletrobras, a transferência das participações acionárias da IEMadeira detidas pela Companhia Hidroelétrica do São Francisco (Chesf) e Furnas Centrais Elétricas S.A. para Eletrobras Holding. A efetiva transferência das participações acionárias depende de autorização regulatória e ou de agentes financiadores.

Interligação Elétrica Garanhuns S.A. (IEGaranhuns)

A IEGaranhuns foi constituída em 7 de outubro de 2011 com o objetivo de explorar a concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica, em particular as linhas de transmissão e subestações arrematadas no Lote L do Leilão nº 004/2011 da ANEEL.

As linhas de Transmissão Xxxx Xxxxxxx-Xxxxxxxxx (AL, PE), Garanhuns-Xxx Xxxxx (PE), Garanhuns- Campina Grande III (PE, PB) e Garanhuns-Xxxxxxx X (PE), assim como as Subestações Garanhuns (PE) e Xxx Xxxxx (PE), entraram em operação comercial, substancialmente, em dezembro de 2015 e encontram- se concluídas desde março de 2016.

Interligação Elétrica Paraguaçu S.A. (Paraguaçu)

Em 28 de outubro de 2016, através do leilão ANEEL nº 013/2015, em sessão pública realizada na B3 S.A., a Companhia arrematou o lote 3 através do consórcio Columbia com a TAESA (Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A.). O consórcio Columbia é formado pela Companhia (50%) e pela TAESA (50%).

O lote 3 tem a seguinte composição:

Lote Descrição

RAP

Ofertada

Investimentos Estimados

Prazo (meses)

Participação CTEEP

(R$)  ANEEL (R$)     

LT 500 kV Poções III -

3 Padre Paraíso 2 C2, com 338 km;

106.613 505.595 60 50%

O empreendimento deverá entrar em operação comercial no prazo de 60 meses a partir da assinatura do contrato de concessão, que ocorreu em 10 de fevereiro de 2017.

Interligação Elétrica Aimorés S.A. (Aimorés)

Em 28 de outubro de 2016, através do leilão ANEEL nº 013/2015, em sessão pública realizada na B3 S.A., a Companhia arrematou o lote 4 através do consórcio Columbia com a TAESA (Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A.). O consórcio Columbia é formado pela Companhia (50%) e pela TAESA (50%).

O lote 4 tem a seguinte composição:

Lote Descrição

RAP

Ofertada

Investimentos Estimados

Prazo (meses)

Participação CTEEP

(R$)  ANEEL (R$)     

LT 500 kV Padre Paraíso 2 - Governador

4 Valadares 6 C2, com

208 km;

71.425 341.118 60 50%

O empreendimento deverá entrar em operação comercial no prazo de 60 meses a partir da assinatura do contrato de concessão, que ocorreu em 10 de fevereiro de 2017.

Elétricas Reunidas do Brasil S.A. (ERB1)

Em 24 de abril de 2017, através do leilão ANEEL nº 005/2016, em sessão pública realizada na B3 S.A., a Companhia arrematou o lote 1 através do consórcio Columbia com a TAESA (Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A.). O consórcio Columbia é formado pela Companhia (50%) e pela TAESA (50%).

O lote 1 tem a seguinte composição:

Lote Descrição

RAP

Ofertada

Investimento Estimado

Prazo (meses)

Participação CTEEP

  (R$)  ANEEL (R$)    

kV Guaíra - Sarandi - CD, C1 e C2, com 266,3 km;

LT 525 kV Foz do Iguaçu - Guaíra - CD, C1 e C2, com 173 km;

LT 525 kV Londrina - Sarandi, CD, C1 e C2, com 75,5 km; LT 230 kV Sarandi - Paranavaí

1 Norte, CD, com 85 km;

SE 525/230 kV Guaíra (novo

pátio 525 kV) - (6 + 1 Res) x

224 MVA;

SE 525/230/138 kV Sarandi (novo pátio 525 kV) - 525/230 kV (6 + 1 Res) x 224 MVA;

SE 230/138 kV Paranavaí Norte

– (6 + 1 Res) x 50 MVA;

267.317 1.936.474 60 50%

O empreendimento deverá entrar em operação comercial no prazo de 60 meses a partir da assinatura do contrato de concessão, que ocorreu em 11 de agosto de 2017.

12 Imobilizado

Refere-se, substancialmente, a bens móveis utilizados pela Companhia e não vinculados ao contrato de concessão.

               31.03.2018  31.12.2017

Controladora

Taxas médias

anuais de

depreciação

Custo

Depreciação

acumulada   Líquido    Líquido      -%

Terrenos	2.060	-	2.060	2.060	-
Máquinas e equipamentos	5.358	(1.999)	3.359	3.433	6,35%
Móveis e utensílios	7.529	(5.720)	1.809	1.878	6,24%
Equipamentos de informática	14.813	(10.374)	4.439	4.820	16,66%
Veículos	10.881	(3.663)	7.218	7.015	14,29%
Benfeitorias em imóveis de terceiros	1.161	(216)	945	1.026	27,91%
Imobilizado em andamento	3.691	-	3.691	2.510	-
Outros	-980	(940)	40	40	4,00%
	46.473	(22.912)	23.561	22.782
					Consolidado
					Taxas médias anuais de
31.03.2018				31.12.2017	depreciação

Custo

Depreciação

acumulada   Líquido    Líquido      -%

Terrenos	2.060	-	2.060	2.060	-
Máquinas e equipamentos	5.358	(1.999)	3.359	3.433	6,35%
Móveis e utensílios	7.532	(5.720)	1.812	1.881	6,24%
Equipamentos de informática	14.840	(10.386)	4.454	4.837	16,66%
Veículos	10.881	(3.663)	7.218	7.015	14,29%
Benfeitorias em imóveis de
terceiros	1.161	(000)	000	0.000	27,91%
Imobilizado em andamento	3.691	-	3.691	2.510	-
Outros	1.056	(000)	000	000	0,00%
	46.579	(22.923)	23.656	22.879

A movimentação do ativo imobilizado é como segue:

                                Controladora

	Saldos em 31.12.2017	Adições	Depreciação	Baixas/ Transferências	Saldos em 31.03.2018
Terrenos	2.060	-	-	-	2.060
Máquinas e equipamentos	3.433	-	(72)	(2)	3.359
Móveis e utensílios	1.878	-	(68)	(1)	1.809
Equipamentos de informática	4.820	-	(381)	-	4.439
Veículos	7.015	697	(394)	(100)	7.218
Benfeitorias em imóveis de terceiros	1.026	-	(81)	-	945
Imobilizado em andamento	2.510	1.181	-	-	3.691
Outros	40	-	-	-	40
	22.782	1.878	(996)	(103)	23.561

                                Consolidado

		Saldos em 31.12.2017	Adições	Depreciação	Baixas/ Transferências	Saldos em 31.03.2018
	Terrenos	2.060	-	-	-	2.060
	Máquinas e equipamentos	3.433	-	(72)	(2)	3.359
	Móveis e utensílios	1.881	-	(68)	(1)	1.812
	Equipamentos de informática	4.837	-	(383)	-	4.454
	Veículos Benfeitorias em imóveis de terceiros	7.015 1.026	697 -	(394) (81)	(100) -	7.218 945
	Imobilizado em andamento	2.510	1.181	-	-	3.691
	Outros	117	-	-	-	117
		22.879	1.878	(998)	(103)	23.656
13	Intangível

Na controladora, o saldo de R$15.493 e no consolidado do saldo de R$35.535, o montante de R$17.272 refere-se, substancialmente, aos gastos incorridos na atualização do ERP-SAP e direito de uso de softwares, amortizados linearmente, no prazo de 5 anos.

No consolidado, do saldo de R$35.535, o montante de R$18.263 refere-se ao ativo da concessão, apurado conforme laudo elaborado por consultoria independente (nota 11), gerado na aquisição da controlada Evrecy, que tem como fundamento econômico a perspectiva de resultados durante o prazo de exploração da concessão. O ativo da concessão é amortizado de acordo com o prazo do contrato de concessão da controlada, que vence em 17 de julho de 2025, conforme determinado no ICPC 09 - Demonstrações Contábeis Individuais, Demonstrações Separadas, Demonstrações Consolidadas e Aplicação do Método de Equivalência Patrimonial.

Movimentação do intangível:

	Controladora	Consolidado
Saldo em 31.12.2017	16.492	37.362
Adições	37	37
Amortização	(1.036)	(1.864)
Saldo em 31.03.2018	15.493	35.535

14 Empréstimos e financiamentos

A composição dos saldos de empréstimos e financiamentos é como segue:

Controladora Consolidado

Moeda nacional

				Taxa Interna de	Vencimento
Instituições		Encargos		Retorno - TIR a.a.	final		31.03.2018		31.12.2017		31.03.2018		31.12.2017
BNDES (a) (i)		TJLP + 1,8% a.a.		10,2%	15.03.2029		210.129		214.231		210.129		214.231
BNDES (a) (i)		3,5% a.a.		3,9%	15.01.2024		59.461		61.926		59.461		61.926
BNDES (a) (i)		TJLP		8,7%	15.03.2029		12		9		12		9
BNDES (a) (ii)		TJLP+2,6%a.a.		6,0%	15.03.2032		159.122		155.607		159.122		155.607
BNDES (a) (iii)		TJLP + 2,1% a.a.		8,9%	15.02.2028		-		-		5.400		5.526
BNDES (a) (iii)		3,5% a.a.		3,8%	15.04.2023		-		-		9.207		9.660
BNDES (a) (iv)		TJLP + 2,6% a.a.		9,4%	15.05.2026		-		-		28.480		30.589
BNDES (a) (iv)		5,5% a.a.		5,8%	15.01.2021		-		-		29.706		30.993
BNDES (a) (v)		TJLP + 1,9% a.a.		8,6%	15.05.2026		-		-		31.243		32.142
BNDES (a) (v)		TJLP + 1,5% a.a.		8,3%	15.05.2026		-		-		26.999		27.776
BNDES (a) (vi)		TJLP + 2,4% a.a.		9,0%	15.04.2023		-		-		26.647		27.908
BNDES / Finame PSI		4,0% a.a.		4,1%	15.08.2018		32		51		32		51
BNDES / Finame PSI (b)		6,0% a.a.		6,0%	18.11.2019		3.842		4.418		3.842		4.418
Eletrobras		8,0% a.a.		8,0%	15.11.2021		101		111		101		111
BNB (c)		10,0% a.a.		10,0%	19.05.2030		-		-		180.184		182.674
Conta Garantida (d)		CDI + 0,56% a.m.		20,13%	16.01.2018		-		-		-		9.348
Arrendamentos mercantis financeiros							750		134		750		134
Total em moeda nacional							433.449		436.487		771.315		793.103
					Moeda estrangeira
Lei 4131 _BTMU (e)		Variação Cambial + Libor3M + 0,28%		6,74%	17.07.2018
	a.a.+IR (Swap para 101,40% CDI)						167.653		166.026		167.653		166.026
Total em moeda nacional e
estrangeira							601.102		602.513		938.968		959.129
Circulante							212.440		209.511		261.786		268.588
Não circulante							388.662		393.002		677.182		690.541

(a) BNDES

(i) Contrato 13.2.1344.1

Em 23 de dezembro de 2013, a CTEEP assinou contrato de empréstimo com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, com aditivo em 30 de dezembro de 2014, no montante de R$391.307, sendo R$284.136 ao custo de TJLP + 1,80% a.a., R$1.940 ao custo de TJLP, e R$105.231 ao custo de 3,50% a.a. O crédito foi destinado à realização do Plano de Investimentos Plurianual, relativo ao período 2012- 2015, compreendendo obras referentes à modernização do sistema de transmissão de energia elétrica, melhorias sistêmicas, reforços e implantação de novos projetos e a realização de investimentos sociais no âmbito da comunidade. As liberações ocorreram em 29 de janeiro, 26 de junho, 26 de dezembro de 2014, 14 de abril e 18 de dezembro de 2015, 21 de junho e 9 de dezembro de 2016, nos montantes de R$124.124, R$26.900, R$89.000, R$30.000, R$73.877, R$660 e R$1.253, respectivamente.

Os juros foram cobrados trimestralmente até março de 2015 e mensalmente a partir de abril de 2015. O principal da dívida tem amortização mensal, iguais e sucessivas em até 168 parcelas, a partir de abril de 2015. Como garantia a Companhia ofereceu fiança bancária.

O contrato apresenta para o ano de 2018 os seguintes indicadores financeiros máximos, com periodicidade de apuração anual: Dívida Líquida/EBITDA Ajustado < 3,0 e Dívida Líquida/ Dívida Líquida + PL < 0,6.

Para fins de cálculo e comprovação dos referidos índices, a Companhia consolida todas as controladas e controladas em conjunto (de forma proporcional à participação por ela detida), desde que detenha participação acionária igual ou superior a 10%.

(ii) Contrato 17.2.0291.2

Em 08 de agosto de 2017, a CTEEP assinou contrato de empréstimo com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico Social – BNDES, no montante de R$272.521, sendo R$271.161 ao custo de TJLP + 2,62% a.a. e R$1.360 ao custo de TJLP. O crédito é destinado à aquisição de máquinas e equipamentos nacionais e demais itens financiáveis necessários à realização do Plano de Investimento Plurianual relativo ao período compreendido entre os anos de 2016 e 2017, bem como a investimentos sociais não contemplados nos licenciamentos ambientais e/ou nos programas socioambientais dos projetos. A primeira liberação ocorreu em 29 de agosto de 2017 no montante de R$134.000 e a segunda liberação em 27 de novembro de 2017 no montante de R$18.000.

Os juros serão cobrados mensalmente a partir de abril de 2018. O principal da dívida tem amortização mensal, iguais e sucessivas em até 168 parcelas, a partir de abril de 2018. Como garantia a CTEEP ofereceu a Cessão Fiduciária da parcela da receita operacional líquida proveniente da prestação de serviços de transmissão de energia elétrica que correspondam a, no mínimo 130% do valor do saldo devedor atualizado do contrato, incluindo principal, juros e demais acessórios dos subcréditos do contrato.

O contrato apresenta para o ano de 2018 os seguintes indicadores financeiros máximos, com periodicidade de apuração anual: Dívida Líquida/EBITDA Ajustado < 3,0 e Dívida Líquida/ Dívida Líquida + PL < 0,6.

Para fins de cálculo e comprovação dos referidos índices, a Companhia consolida todas as controladas e controladas em conjunto (de forma proporcional à participação por ela detida), desde que detenha participação acionária igual ou superior a 10%.

(iii) Contrato 13.2.0650.1

Em 13 de agosto de 2013, a controlada Xxxxxxxxx assinou contrato de empréstimo com o BNDES no montante de R$23.498. O recurso destina-se a financiar as linhas de transmissão e subestações constantes no contrato de concessão nº 021/2011, com amortização em até 168 parcelas mensais a partir de 15 de março de 2014. A Pinheiros deverá manter, durante todo o período de amortização e após a liberação das fianças o Índice de Cobertura do Serviço da Dívida - ICSD de no mínimo 1,3, apurado anualmente. As fianças bancárias foram dispensadas pelo BNDES em 23 de junho de 2015.

(iv) Contrato 10.2.2034.1

Em 30 de dezembro de 2010, a controlada Xxxxxxxxx assinou contrato de empréstimo com o BNDES no montante de R$119.886. O recurso destina-se a financiar a construção das linhas de transmissão e subestações constantes nos contratos de concessão nº 012/2008, 015/2008 e 018/2008, com amortização em 168 parcelas mensais a partir de 15 de setembro de 2011. Conforme previsto em contrato, a Pinheiros deverá manter, durante todo o período de amortização e após a liberação das fianças o Índice de Cobertura do Serviço da Dívida - ICSD de no mínimo 1,3, apurado anualmente. As fianças bancárias foram dispensadas pelo BNDES em 23 de junho de 2015.

(v) Contrato 11.2.0842.1

Em 28 de outubro de 2011, a controlada Serra do Japi assinou contrato de empréstimo com o BNDES no montante de R$93.373. O recurso destina-se a financiar as linhas de transmissão e subestações constantes no contrato de concessão, com amortização em 168 parcelas mensais a partir de 15 de junho de 2012. Conforme previsto em contrato, a Serra do Japi deverá manter, durante todo o período de amortização, o Índice de Cobertura do Serviço da Dívida - ICSD de no mínimo 1,2 apurado anualmente e durante todo o período do financiamento, Índice de Capital Próprio (ICP), definido pela relação Patrimônio Líquido sobre Ativo Total, igual ou superior a 20% do investimento total do projeto. As fianças bancárias foram dispensadas pelo BNDES em 5 de setembro de 2014.

(vi) Contrato 08.2.0770.1

Em 14 de janeiro de 2009, a controlada IEMG assinou contrato de empréstimo com o BNDES no montante de R$70.578. O recurso destina-se a financiar, aproximadamente, 50,0% da Linha de Transmissão (LT) entre as subestações Neves 1 e Mesquita, com amortização a partir de 15 de maio 2009, em 168 parcelas mensais. A fiança bancária foi dispensada pelo BNDES em 15 de março de 2011. Conforme previsto em contrato, a IEMG deverá manter, durante todo o período de amortização, o Índice de Cobertura do Serviço da Dívida - ICSD de no mínimo 1,3, apurado anualmente.

(b) BNDES/Finame PSI

Em 4 de novembro de 2014, a CTEEP assinou 18 contratos de empréstimo com o Banco Santander no montante total de R$10.346, ao custo de 6,0% a.a. pela linha de crédito de BNDES Finame PSI (Programa BNDES de Sustentação do Investimento). O crédito é destinado ao financiamento de máquinas e equipamentos. A primeira liberação do Banco Santander para os fornecedores no valor de R$10.096 ocorreu em 30 de dezembro de 2014. A segunda liberação ocorreu em 21 de janeiro de 2015 e a última em 26 de janeiro de 2015.

(c) BNB

Em 19 de maio de 2010, a controlada XXXXX assinou contrato de abertura de crédito com o Banco do Nordeste do Brasil (BNB) no montante de R$220.000 sendo R$93.811(semiárido) e R$126.189 (fora do semiárido) ambos com custo de 10% a.a. O crédito é destinado a implantação de uma linha de transmissão em 550KV, com 710 km de extensão, com origem na Subestação de Colinas e término na Subestação de São João do Piauí. As liberações do semiárido ocorreram em 20 de julho, 30 de julho, 03 de setembro e 30 de setembro de 2010 nos montantes de R$44.942, R$20.000, R$4.054 e R$24.815 respectivamente. As liberações de fora do semiárido ocorreram em 20 de julho, 30 de julho, 03 de setembro e 30 de setembro de 2010 nos montantes de R$25.440, R$20.000, R$55.646 e R$25.103 respectivamente.

Os juros foram cobrados trimestralmente até maio de 2012 e é cobrado mensalmente a partir de junho de 2012. O valor principal da dívida tem amortizações mensais a partir de junho de 2012 com vencimento final em 19 de maio de 2030. Sobre os encargos incidentes será aplicado um bônus de adimplência de 25% (semiárido) e 20% (fora do semiárido). Como garantia a controlada tem constituído um fundo de liquidez o qual deverá ser mantido por todo o prazo da operação de financiamento, representado por aplicações financeiras em conta reserva mantida no próprio BNB no valor de R$16.578.

(d) Conta Garantida

Em 23 de julho de 2012 a controlada XXXXX assinou contrato de abertura de crédito em conta corrente (Conta Garantida) com o Banco do Brasil com aditivo em 24 de julho de 2013 no montante de R$20.000 ao custo CDI + Spread (definido trimestralmente pelo banco). Os juros foram cobrados mensalmente. Em janeiro de 2018 a conta garantida foi liquidada integralmente.

(e) Moeda Estrangeira – 4131

Em 13 de julho de 2017, a Companhia assinou o contrato Credit Agreement com o Bank Of Tokyo- Mitsubishi UFJ LTD, nos termos da Lei nº 4131 de 03 de setembro de 1962, no valor de USD50.000 com a remuneração de variação cambial (VC) + Libor 3M + 0,28%a.a + IR. Adicionalmente houve a contratação de instrumento de Swap.

O instrumento de Swap assinado com o Banco de Tokyo-Mitsubishi UFJ Brasil considera o Notional de R$160.500 e o fator de correção a 101,40% do CDI. A operação e o vencimento final em 17 de julho de 2018. Os efeitos da contratação do instrumento estão descritos na nota 29.

O contrato apresenta para o período da operação os seguintes indicadores financeiros máximos, com periodicidade de apuração trimestral: Dívida Líquida/EBITDA Ajustado < 3,5 e EBITDA Ajustado/Despesa com Juros Líquida ≥ 2,0.

O montante de custos apropriados nas operações financeiras até 31 de março de 2018 totaliza R$4.754. O saldo de custos remanescentes a serem apropriados a partir de 31 de março de 2018 é de R$3.603.

Os vencimentos das parcelas de empréstimo e financiamentos a longo prazo estão distribuídos como seguem:

           Controladora         Consolidado

	31.03.2018	31.12.2017	31.03.2018	31.12.2017
2019	32.215	42.257	60.911	79.972
2020	40.713	40.081	79.186	78.554
2021	40.539	40.081	71.371	70.913
2022	40.523	40.065	71.294	70.836
2023	40.523	40.064	67.397	66.938
2024	31.196	30.734	56.489	56.027
2025 a 2029	137.470	135.202	237.395	235.127
2030 a 2034	25.483	24.518	33.139	32.174
	388.662	393.002	677.182	690.541

A movimentação dos empréstimos e financiamentos é como segue:

	Controladora	Consolidado
Saldos em 31.12.2016	312.561	504.151
Pagamentos de principal	(7.967)	(14.591)
Pagamentos de juros	(10.007)	(13.824)
Juros e variações monetárias e cambiais	10.591	14.429
Saldos em 31.03.2017	305.178	490.165
	Controladora	Consolidado
Saldos em 31.12.2017	602.513	959.129
Adições	697	697
Pagamentos de principal	(8.047)	(26.442)
Pagamentos de juros	(6.253)	(13.168)
Juros e variações monetárias e cambiais	12.192	18.753
Saldos em 31.03.2018	601.102	938.969

A Companhia participa na qualidade de interveniente garantidora nas controladas e controladas em conjunto, no limite de sua participação, em seus contratos de financiamento, conforme abaixo:

Controlada	Participação na controlada	Banco	Modalidade   dívida	Saldo devedor em 31.03.2018	Modalidade    garantias	Saldo garantido pela CTEEP	Término da garantia
IEMG	100%	BNDES	FINEM	26.647	Penhor de Ações	26.647	15.04.2023
Serra do Japi	100%	BNDES	FINEM FINEM e	58.242	Penhor de Ações	58.242	15.05.2026
Pinheiros	100%	BNDES	PSI FINEM e	14.607	Penhor de Ações	14.607	15.02.2028
Pinheiros	100%	BNDES	PSI	58.186	Penhor de Ações	58.186	15.05.2026
IENNE	100%	Banco do Nordeste	FNE	180.184	Penhor de Ações/Corporativa	180.184	19.05.2030
			FINEM e
IESul	50%	BNDES	PSI FINEM e	8.603	Penhor de Ações	4.301	15.05.2025
IESul	50%	BNDES	PSI	14.217	Penhor de Ações	7.109	15.02.2028

IEMadeira 51% Banco da Amazônia

Cédula de crédito bancária

303.469 Penhor de Ações 154.769 10.07.2032

Fiança bancária 30.06.2018

IEMadeira 51% BNDES FINEM e PSI

Debêntures

de

1.346.766 Penhor de Ações 686.850 15.02.2030

Fiança bancária 31.08.2018

Penhor de

IEMadeira 51% Itaú/BES

infraestrutura 468.427

FINEM e

Ações/Corporativa 238.898 18.03.2025

IEGaranhuns 51% BNDES PSI 275.629 Penhor de Ações 140.571 15.12.2028

Além das garantias supracitadas, os contratos de financiamento entre as controladas e controladas em conjunto com os Bancos de Fomento (BNDES/BASA) exigem a constituição e manutenção de conta de reserva dos serviços da dívida no valor equivalente de três a seis vezes a última prestação vencida de amortização do financiamento, incluindo parcela de principal e juros, classificados sob a rubrica caixa restrito no Balanço Patrimonial da Controladora R$6.336 e no Consolidado o montante de R$18.685. Já o BNB exige a constituição de um fundo de liquidez o qual deverá ser mantido por todo o prazo da operação de financiamento, representado por aplicações financeiras em conta reserva mantida no próprio BNB no montante de R$16.578.

Os contratos de BNDES e debêntures das controladas e controladas em conjunto possuem cláusulas restritivas que exigem o cumprimento de indicadores financeiros de Índice de Cobertura do Serviço da Dívida (ICSD), bem como cláusulas de “cross default” que estabelecem a antecipação das dívidas na ocorrência do não cumprimento de obrigações contratuais.

Em 31 de março de 2018, inexiste evento de vencimento antecipado da dívida relacionado a cláusulas restritivas (covenants), da controladora, controladas e controladas em conjunto.

15 Debêntures

Controladora e Consolidado

Vencimento

Quan-

tidade Encargos TIR a.a 31.03.2018 31.12.2017

Série única			116,0% do CDI
CTEEP (i)	26.12.2018	50.000	a.a.	14,0%	172.763	169.441
Série única CTEEP (ii)	15.07.2021	148.270	IPCA + 6,04%	10,5%	159.267	155.185
Série única
CTEEP (iii)	15.02.2024	300.000	IPCA + 5,04%	9,8%	303.028		309.119
Série única			105,65% do CDI
CTEEP (iv)	13.06.2020	350.000	a.a.	7,2%	354.919		350.114
					989.977		983.859
Circulante					183.773		182.852
Não
circulante					806.204		801.007

(i) Em dezembro de 2013, a Companhia emitiu 50.000 debêntures em série única, no montante total de R$500.000. Os vencimentos das debêntures ocorrem anualmente nos dias 26 de dezembro de 2016, de 2017 e de 2018, com remuneração paga semestralmente nos meses de junho e dezembro de cada ano, sendo a primeira parcela paga em 26 de junho de 2015 e a última parcela devida em 26 de dezembro de 2018.

(ii) Em agosto de 2016, a Companhia emitiu 148.270 debêntures de infraestrutura, nos termos do artigo 2º, parágrafo 1º, da Lei nº 12.431/2001, em série única, no montante total de R$148.270, com vistas ao reembolso de aportes e investimentos em suas controladas em conjunto IEMadeira e IEGaranhuns. O vencimento das debêntures ocorrerá no dia 15 de julho de 2021 e a remuneração será paga anualmente nos meses de julho de cada ano, sendo a primeira parcela devida em 15 de julho de 2017.

(iii) Em março de 2017, a Companhia emitiu 300.000 debêntures de infraestrutura nos termos do artigo 2º, parágrafo 1º, Lei nº 12.431/2001, em série única, no montante total de R$300.000, com vistas ao pagamento futuro e/ou reembolso de gastos, despesas ou dívidas relacionadas aos investimentos em reforços e melhorias de instalação de transmissão, compreendendo a instalação, a substituição ou a reforma, visando manter a prestação de serviço adequada, a confiabilidade do SIN – Sistema Interligado Nacional, a vida útil dos equipamentos e/ou realizar a conexão de novos usuários. O vencimento das debêntures ocorrerá no dia 15 de fevereiro de 2024 e a remuneração será paga anualmente nos meses de fevereiro de cada ano, sendo a primeira parcela devida em 15 de fevereiro de 2018. O valor da emissão líquido dos custos da transação totaliza R$292.603. Os custos serão amortizados linearmente pelo prazo da operação.

Os indicadores financeiros estabelecidos na escritura são Dívida Líquida/EBITDA Ajustado < 3,5 e EBITDA Ajustado/Resultado financeiro > 1,5 até a apuração realizada com data-base de 30 de junho de 2017 e, a partir da apuração realizada com a data-base de 30 de setembro de 2017, > 2,00.

(iv) Em dezembro de 2017, a Companhia emitiu 350.000 debêntures, em série única, no montante total de R$350.000, com finalidade exclusiva de reforço de capital de giro e alongamento do passivo financeiro. O vencimento das debêntures ocorrerá no dia 13 de junho de 2020 e a remuneração será paga semestralmente nos meses de junho e dezembro de cada ano, sendo a primeira parcela devida em 13 de

junho de 2018. O valor da emissão líquido dos custos da transação totaliza R$348.041. Os custos serão amortizados linearmente pelo prazo da operação.

Os indicadores financeiros estabelecidos na escritura são Dívida Líquida/EBITDA Ajustado < 3,5 e EBITDA Ajustado/Resultado financeiro > 2,00.

Todas as exigências e cláusulas restritivas (covenants) estabelecidas nos contratos estão sendo devidamente observadas e cumpridas pela Companhia e suas controladas até a presente data.

O montante de custos de emissão apropriados nas operações financeiras até 31 de março totaliza R$16.620. O saldo de custos remanescentes a serem apropriados, a partir de 31 de março de 2018 é de R$11.101.

Os vencimentos das parcelas a longo prazo estão distribuídos como segue:

	31.03.2018		31.12.2017
2020	349.413		349.493
2021	153.899		152.098

2024  302.892      299.416

    806.204     801.007

A movimentação das debêntures é como segue:
Saldos em 31.12.2016	506.299
Adição	300.000
Juros, variações monetárias e custos da transação	10.106
Saldos em 31.03.2017	816.405
Saldos em 31.12.2017	983.859
Pagamento de Xxxxx	(13.340)
Juros, variações monetárias e custos da transação	19.458
Saldos em 31.03.2018	989.977

16	Tributos e encargos sociais a recolher	31.03.2018		Controladora 31.12.2017		31.03.2018		Consolidado 31.12.2017
	Imposto de renda	128.052		32.911		130.469		34.706
	Contribuição social	46.209		14.127		47.396		15.031
	COFINS	27.408		25.987		27.929		26.583
	PIS	5.499		5.209		5.612		5.337
	INSS	4.532		415		4.761		477
	ISS	2.336		2.411		2.777		2.972
	FGTS	965		118		1.016		155
	Imposto de renda retido na fonte	2.937		3.565		3.072		3.752
	Outros	1.415		1.375		1.511		1.489
		219.353		86.118		224.543		90.502

17 Impostos parcelados

17.1 Programa Especial de Regularização Tributária – PERT – MP nº 783/17

A Companhia aderiu ao Programa Especial de Regularização Tributária – PERT, instituída pela Medida Provisória nº 783 de 31 de Maio de 2017, para: (i) os débitos referente a parcelamento da Lei nº 11.941, e

(ii) processo administrativo que tratava de créditos de saldo negativo de IRPJ e base negativa da CSLL, exercício de 2002.

A Companhia optou pelo pagamento à vista de 20% do valor da dívida consolidada, em cinco parcelas mensais e sucessivas, vencíveis de agosto a dezembro de 2017. O restante liquidado integralmente em janeiro de 2018, em parcela única, com redução de 90% dos juros de mora e 70% das multas de mora. A Companhia aguarda a consolidação dos débitos pela Receita Federal.

Movimentação no período findo em 31 de março de 2018 é como segue:

Saldo em 31.12.2017				57.997
Atualização monetária após adesão ao PERT				148
Pagamentos efetuados				(58.145)
Saldo em 31.03.2018				-
18	PIS e COFINS diferidos		Controladora		Consolidado
		31.03.2018	31.12.2017	31.03.2018	31.12.2017
	PIS diferido	179.398	183.858	200.250	204.328
	COFINS diferido	827.993	848.578	924.229	943.053
		1.007.391	1.032.436	1.124.479	1.147.381
	O diferimento do PIS e	da COFINS é relativo às receitas de		implementação da	infraestrutura e

remuneração do ativo da concessão apurada sobre o ativo financeiro e registrado conforme competência contábil. O recolhimento ocorre à medida dos faturamentos mensais, conforme previsto na Lei 12.973/14.

19	Encargos regulatórios a recolher
			Controladora			Consolidado
		31.03.2018	31.12.2017		31.03.2018	31.12.2017
	Pesquisa e Desenvolvimento - P&D (i)	50.491	47.217		54.691	51.171
	Reserva Global de Reversão – RGR (ii) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (iii)	548 15.287	548 15.954		1.703 15.287	1.703 15.954
	Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA	1.226		1.632		1.226		1.632
Taxa de Fiscalização - ANEEL			-		340		340
	67.552		65.351		73.247		70.800
Circulante	29.555		14.973		32.399		16.550
Não circulante	37.997		50.378		40.848		54.250

(i) A Companhia e suas controladas reconhecem obrigações relacionadas a valores já faturados em tarifas (1% da Receita Operacional Líquida), aplicados no Programa de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D, atualizados mensalmente, a partir do 2º mês subsequente ao seu reconhecimento até o momento de sua efetiva realização, com base na taxa SELIC, conforme as Resoluções ANEEL 300/2008 e 316/2008. Conforme Ofício Circular nº 0003/2015 de 18 de maio de 2015, os gastos aplicados em P&D são contabilizados no ativo e quando da conclusão do projeto são reconhecidos como liquidação da obrigação e, posteriormente, submetidos à auditoria e avaliação final da ANEEL. O total aplicado em projetos não concluídos até 31 de março de 2018 soma R$5.520 (R$3.484 em 31 de dezembro de 2017).

(ii) Conforme artigo 21 da Lei nº 12.783, a partir de 1 de janeiro de 2013, as concessionárias do serviço de transmissão de energia elétrica com os contratos de concessão prorrogados nos termos da referida Lei, ficaram desobrigadas do recolhimento da quota anual da RGR. Na controladora, em 31 de março de 2018, o saldo de RGR a pagar refere-se ao complemento do encargo referente ao exercício de 2010, conforme despacho ANEEL nº 2.513/2012, revogado pelo despacho 034/2013.

(iii) A CDE é um encargo o qual a transmissora tem a obrigação de intermediar repasse a partir dos valores arrecadados dos consumidores livres. O montante de R$11.223 (registrado no passivo não circulante) refere-se à CDE incidente sobre os valores a receber de alguns agentes que questionam judicialmente os saldos faturados da Rede Básica (nota 7).

20	Provisões	31.03.2018		Controladora 31.12.2017		31.03.2018		Consolidado 31.12.2017
	Férias, 13º e encargos sociais Participação nos Lucros e Resultados – PLR	24.565 4.109		24.427 10.681		25.470 4.244		25.267 11.077
	Demandas judiciais (a)	125.321		121.553		125.321		121.553
		153.995		156.661		155.035		157.897
	Circulante	28.674		35.108		29.714		36.344
	Não circulante	125.321		121.553		125.321		121.553
(a)	Provisão para demandas judiciais

As demandas judiciais são avaliadas periodicamente e classificadas segundo probabilidade de perda para a Companhia e suas controladas. Provisões são constituídas para todas as demandas judiciais para os quais é provável que uma saída de recursos seja feita para liquidar a obrigação e uma estimativa razoável possa ser feita.

As demandas judiciais com probabilidade de perda provável são como segue:

Controladora e Consolidado

			31.03.2018		31.12.2017
		Trabalhistas (i)	101.121		98.679
		Cíveis (ii)	4.018		4.235
		Tributárias – IPTU (iii)	19.258		18.581
		Previdenciárias – INSS (iv)	924		58
			125.321		121.553
(i)	Trabalhistas

A Companhia responde por certos processos judiciais, perante diferentes tribunais, advindos dos processos trabalhistas por questões de equiparação salarial, horas extras, adicional de periculosidade entre outros. A Companhia possui depósitos judiciais trabalhistas no montante de R$36.791 (R$37.348 em 31 de dezembro de 2017), conforme nota 10.

(ii) Cíveis

A Companhia está envolvida em processos cíveis relacionados a questões imobiliárias, indenizações, cobranças, anulatórias e ações diversas decorrentes do próprio negócio da empresa, isto é, operar e manter suas linhas de transmissão, subestações e equipamentos nos termos do contrato de concessão de serviços públicos de transmissão de energia elétrica.

(iii) Tributárias - IPTU

A Companhia está envolvida em processos tributários referente a cobrança de IPTU e efetua provisão para fazer face aos débitos com prefeituras de diversos municípios do Estado de São Paulo.

(iv) Previdenciárias - INSS

Em 10 de agosto de 2001, a Companhia foi notificada pelo Instituto Nacional do Seguro Social - INSS por não recolher contribuições sobre adicionais de remunerações pagas aos empregados, a titulo de vale- refeição, lanche matinal e cesta básica, relativas ao período de abril de 1999 a julho de 2001. A Administração iniciou procedimento de defesa e atualmente o valor do depósito judicial para este processo totaliza R$2.698 (R$2.905 em 31 de dezembro de 2017), conforme nota 10.

(v) Movimentação das provisões para demandas judiciais:

                              Controladora e Consolidado

	Trabalhista	Cível	Tributárias - IPTU	Previdenciárias -      INSS	Total
Saldos em 31.12.2017	98.679	4.235	18.581	58	121.553
Constituição	6.251	604	112	866	7.833
Reversão	(6.453)	(921)	-	-	(7.374)
Pagamento	(493)	(20)	-	-	(513)
Atualização	3.137	120	565	-	3.822
Saldos em 31.03.2018	101.121	4.018	19.258	924	125.321

(b) Processos com probabilidade de perda classificada como possível - controladora e consolidado

	Controladora			Consolidado
Classificação Quantidade	Total		Quantidade	Total
Trabalhistas	161	19.654	161	19.654
Cíveis	56	56.370	63	58.393
Previdenciárias	51	3.159	51	3.159
Cíveis - Nulidade de Incorporação da EPTE	1	186.693	1	186.693
pela CTEEP (i)
Cíveis – Xxx Xxxxxxxxxx (ii) 1	14.120	1			14.120
Tributárias – Amortização ágio (iii) 5	464.597	5			464.597
Tributárias – IRPJ e CSLL (iv) -	-	-			-
Tributárias – CSLL Base negativa (v) 1	25.660	1			25.660
Tributárias – Outros 257	90.962	257			90.962
Regulatório – Resolução Autorizativa de -	-	-			-
Plano Lei 4.819/58 (nota 32) -	-	-			-
	861.215				863.238
(i) Nulidade de Incorporação da EPTE pela CTEEP

A Companhia e suas controladas possuem ações de natureza trabalhista, cível, previdenciária e tributária, envolvendo riscos de perda que a administração, com base na avaliação de seus consultores jurídicos, classificou como perda possível, para as quais não constitui provisão, no montante estimado de R$861.215 e R$863.238 em 31 de março de 2018 (R$837.851 e R$839.890 em 31 de dezembro de 2017), controladora e consolidado, respectivamente.

reforços (vi)

Ação Ordinária na qual acionistas minoritários pleiteiam a nulidade da incorporação da Empresa Paulista de Transmissão de Energia Elétrica (EPTE) pela Companhia ou, de forma subsidiária, a declaração de seu direito de recesso e determinação do pagamento do valor de reembolso de suas ações. Atualmente, em fase de execução, com pendência de apreciação definitiva da exceção de pré-executividade. A Companhia ingressou com ação rescisória e obteve decisão liminar condicionando eventual levantamento de valores pelos autores à apresentação de caução idônea.

(ii) Ace Seguradora

Trata-se de ação ordinária de cobrança proposta pelas Seguradoras da CESP – Companhia Energética de São Paulo, tendo em vista a suposta responsabilidade da Companhia no sinistro ocorrido na Unidade Geradora nº 5 – “UG-05” da UHE - Três Irmãos, do qual decorreram graves danos ao seu gerador e ao transformador, no dia 21 de junho de 2013. O valor cobrado refere-se ao montante recebido pela CESP de suas seguradoras, no total de R$8,8 MM em 27 de julho de 2015 para o conserto do gerador e transformador supostamente danificados no evento. O processo encontra-se pendente de julgamento pela primeira instância judicial.

(iii) Tributárias – Amortização do ágio

Processos decorrentes de autos de infração lavrados pela Secretaria da Receita Federal do Brasil (SRFB) em 2013 a 2017, competência de 2008 a 2013, referente à operação de ágio pago pela ISA no processo de aquisição do controle acionário da Companhia (nota 28 (a)). O caso de 2008 foi julgado pela última instância do CARF com decisão desfavorável. Aguarda-se publicação do acórdão para decisão se será apresentado recurso administrativo ou ingresso de ação no judiciário. Os casos de 2009, 2010 e 2011 tiveram decisão favorável na primeira instância do CARF, estando pendente de julgamento de recurso da parte contrária. O processo de 2012 teve decisão desfavorável no primeiro julgamento, em abril de 2017, aguardando análise de recurso. O caso de 2013 ainda aguarda primeira decisão.

A existência de decisão desfavorável no CARF não vincula aos demais processos existentes e pendentes de julgamento, por ainda não possuir o CARF uma posição unânime sobre o tema, tendo em vista que os julgamentos desfavoráveis foram precedidos por empate, posteriormente decididos pelo voto de qualidade do Presidente da Turma/Câmara.

(iv) Tributárias – IRPJ e CSLL

Refere-se a pedido de compensação pleiteado pela empresa em maio de 2003, referente a saldo negativo de IRPJ e CSLL (exercício de 2002), compensado com débitos de IRPJ e CSLL, apurados nos meses de janeiro a março de 2003, o qual foi deferido parcialmente. Pendente de julgamento no CARF. Processo inserido no Programa de Regularização Tributária – PERT (nota 17.1). Aguarda a consolidação pela Receita Federal.

(v) Tributárias – CSLL Base Negativa

Processo decorrente de auto de infração lavrado em 2007, referente a composição da base negativa da CSLL, oriundo do balanço de cisão parcial da CESP. Pendente de julgamento no Conselho Administrativo de Recursos Fiscais - CARF.

(vi) Regulatório – Resolução Autorizativa (REA) de reforços

Processo de ação para anular REA´s a fim de assegurar a justa remuneração pelos reforços em linhas de transmissão, tendo como pleito que os preços determinados pela ANEEL sejam atualizados em relação ao mercado. Deferido parcialmente o pedido de antecipação da tutela recursal para determinar que a ANEEL inicie o processo administrativo para atualização do Banco de Preços de Referência, e que a mesma emita novas Resoluções Autorizativas.

(c) Processos com probabilidade de perda classificada como remota - controladora e consolidado

(i) Ação de cobrança da Eletrobras contra a Eletropaulo e EPTE

Em 1989, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras ajuizou ação ordinária de cobrança contra a Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A. (atual Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo

S.A. - “Eletropaulo”), referente a saldo de contrato de financiamento. A Eletropaulo discordava do critério de atualização monetária de referido contrato de financiamento e consignou em pagamento, depositando judicialmente os valores que considerava como efetivamente devidos. Em 1999, foi proferida

sentença referente à ação mencionada, condenando a Eletropaulo ao pagamento do saldo apurado pela Eletrobras.

Nos termos do protocolo de cisão parcial da Eletropaulo, realizada em 31 de dezembro de 1997 e que implicou a constituição da EPTE e de outras empresas, as obrigações de qualquer natureza referentes a atos praticados até a data de cisão são de responsabilidade exclusiva da Eletropaulo, exceção feita às contingências passivas cujas previsão e provisões tivessem sido alocadas às incorporadoras. No caso em questão, não houve, à época da cisão parcial, a alocação à EPTE de provisão para essa finalidade, restando claro para a Administração da Companhia e de seus assessores legais que a responsabilidade pela citada contingência era exclusivamente da Eletropaulo.

Houve à época da cisão, apenas, a versão ao ativo da EPTE de depósito judicial no valor histórico de R$4,00 constituído em 1988, pela Eletropaulo, referente ao valor que aquela empresa entendia ser devido à Eletrobras como saldo do citado contrato de financiamento, e a alocação no passivo da EPTE de igual valor referente a este saldo.

Em decorrência do protocolo de cisão parcial da Eletropaulo, portanto, a EPTE seria titular do ativo transferido e a Eletropaulo seria responsável pela contingência passiva referente ao valor demandado judicialmente pela Eletrobras. Em outubro de 2001, a Eletrobras promoveu execução de sentença referente ao citado contrato de financiamento, cobrando R$429 milhões da Eletropaulo e R$49 milhões da EPTE, entendendo que a EPTE satisfaria o pagamento desta parte com os recursos corrigidos do citado depósito judicial. A Companhia incorporou a EPTE em 10 de novembro de 2001, sucedendo-a nas suas obrigações e direitos.

Em 26 de setembro de 2003, foi publicado acórdão do Tribunal de Justiça do Estado do Rio de Janeiro excluindo a Eletropaulo da execução de sentença. Em decorrência dos fatos, a Eletrobras protocolou, em 16 de dezembro de 2003, Recurso Especial ao Superior Tribunal de Justiça e Recurso Extraordinário ao Supremo Tribunal Federal, visando manter a mencionada cobrança referente à Eletropaulo. Recursos semelhantes aos da Eletrobras foram interpostos pela Companhia.

O Superior Tribunal de Justiça deu provimento, em 29 de junho de 2006, ao Recurso Especial da Companhia, no sentido de reformar a decisão do Tribunal de Justiça do Estado do Rio de Janeiro que havia excluído a Eletropaulo do pólo passivo da ação de execução movida pela Eletrobras.

Em decorrência do referido provimento do Superior Tribunal de Justiça, em 4 de dezembro de 2006, a Eletropaulo ofertou embargos de declaração, os quais foram rejeitados, conforme acórdão publicado em 16 de abril de 2007, bem como os Recursos Especial e Extraordinário que mantiveram a decisão do Superior Tribunal de Justiça, cujo trânsito em julgado ocorreu em 30 de outubro de 2008. Diante dessas decisões entendendo descabida a Exceção de Pré-Executividade ofertada pela Eletropaulo, a ação de execução movida pela Eletrobras seguiu seu curso normal na forma originalmente proposta.

Em dezembro de 2012, foi publicada decisão que indeferiu a produção de provas requeridas pelas partes encerrando a liquidação por artigos, declarando que a responsabilidade pelo pagamento da condenação à Eletropaulo, abatendo-se o montante depositado em juízo referente à ação consignatória.

A Eletropaulo recorreu para que o processo retornasse à fase probatória para realização de prova pericial. A conclusão do laudo pericial apresentado em setembro de 2015 está em linha com a tese defendida pela Companhia. Também foram apresentados, em 2016, pela Eletropaulo pareceres contábil e jurídico defendendo a sua tese.

Em outubro de 2017 Eletrobrás e Eletropaulo celebraram Termo de Entendimento e requereram a suspensão do processo para uma eventual mediação.

Em complementação ao laudo pericial apresentado em novembro de 2017 o perito ratificou seu entendimento anterior, em linha com a tese defendida pela Companhia.

Em março 2018, a Eletropaulo divulgou fato relevante informando ter celebrado acordo com a Eletrobras visando encerrar a disputa judicial que envolve a Eletrobras, a Companhia e a Eletropaulo, quanto à responsabilidade pelo pagamento do saldo de encargos financeiros referentes ao empréstimo concedido pela Eletrobras à Eletropaulo.

Em abril de 2018, foi proferido despacho pelo juízo homologando o acordo firmado entre Eletrobras e Eletropaulo excluindo a Companhia da lide. Esclarecendo ainda o juízo que em eventual descumprimento do acordo caberá a Eletropaulo o pagamento integral do saldo remanescente. Desta decisão ainda cabem recursos.

(ii) PIS COFINS

A Companhia defende atualmente autos de infração de PIS e COFINS relativos aos anos de 2003 a 2011, sob o entendimento de que a Companhia estaria sujeita ao regime da cumulatividade. A Companhia adotava o regime cumulativo até o ano de 2003. Com a mudança da legislação, a partir de outubro de 2003 a regra geral tornou-se a não-cumulatividade, com exceção de receitas que se enquadravam em 4 requisitos i) contratos firmados antes de outubro de 2003, ii) com prazo superior a um ano, iii) preço pré- determinado, iv) para aquisição de bens ou serviços. Uma vez que a receita do SE se enquadra nestes requisitos, e atendendo inclusive à orientação da ANEEL, a Companhia pediu a compensação dos valores pagos a maior no período em que fez recolhimentos no não cumulativo e passou a tributar a parcela da receita do SE pelo sistema cumulativo para PIS e COFINS.

Os processos administrativos com andamentos mais avançados no CARF (envolvendo os exercícios de 2003 a 2010) totalizam R$1.452,0 milhões. Estes casos são objeto de uma ação judicial que discute a análise de um laudo pelo CARF, tendo sido proferida decisão desfavorável à Companhia. Atualmente, aguarda-se o julgamento de recurso.

O processo envolvendo o exercício de 2011 possui valor atualizado de R$515,0 milhões, estando pendente de julgamento perante a primeira instância do CARF. Na opinião dos assessores jurídicos da Companhia a probabilidade de perda desses processos é remota considerando atual posicionamento do STJ a favor da tese.

21 Valores a pagar – Funcesp - controladora e consolidado

A Companhia patrocina planos de complementação e suplementação de aposentadoria e pensão por morte mantidos com a Funcesp, que somado aos custos administrativos do fundo apresenta saldo de R$3.309 em 31 de março de 2018 (R$2.056 em 31 de dezembro de 2017), referente às parcelas mensais a pagar como contribuição ao fundo.

(a) Plano de aposentadoria e pensão - PSAP/CTEEP

O PSAP/CTEEP abriga os seguintes subplanos:

• Beneficio Suplementar Proporcional Saldado (BSPS) – (Plano “B”);

• Beneficio definido (BD) – (Plano “B1”);

• Contribuição variável (CV) - (Plano “B1”).

O PSAP/CTEEP, regido pela Lei Complementar nº 109/2001 e administrado pela Funcesp, tem por entidade patrocinadora a própria Companhia, proporcionando benefícios de suplementação de aposentadoria e pensão por morte, cujas reservas são determinadas pelo regime financeiro de capitalização.

O PSAP/CTEEP originou-se da cisão do PSAP/CESP B1 em 1 de setembro de 1999 e abrange a totalidade dos Participantes transferidos para a Companhia. Em 1 de janeiro de 2004 houve a incorporação do PSAP/EPTE pelo PSAP/Transmissão, cuja denominação foi alterada a partir dessa data para PSAP/Transmissão Paulista e a partir de 1 de dezembro de 2014 alterado para PSAP/CTEEP.

O subplano chamado “BSPS” refere-se ao Benefício Suplementar Proporcional Saldado decorrente do Plano de Suplementação de Aposentadorias e Pensão PSAP/CESP B, transferido para este Plano em 01 de setembro de 1999, e ao PSAP/Eletropaulo Alternativo, transferido para este Plano, a partir da incorporação do PSAP/EPTE ocorrida em 1 de janeiro de 2004 calculado nas datas de 31 de dezembro de 1997 (CTEEP) e 31 de março de 1998 (EPTE), de acordo com o regulamento vigente, sendo o seu equilíbrio econômico- financeiro atuarial equacionado à época.

O subplano “BD” define contribuições e responsabilidades paritárias entre a Companhia e Participantes, incidentes sobre 70% do Salário Real de Contribuição destes empregados a fim de manter seu equilíbrio econômico-financeiro atuarial. Esse subplano proporciona benefícios de renda vitalícia de aposentadoria e pensão por morte para seus empregados, ex-empregados e respectivos beneficiários com o objetivo de suplementar os benefícios fornecidos pelo sistema oficial da Previdência Social.

O subplano “CV” define contribuições voluntárias de Participantes com contrapartida limitada da Companhia, incidentes sobre 30% do Salário Real de Contribuição destes empregados a fim de proporcionar uma suplementação adicional nos casos de aposentadoria e pensão por morte. Na data de início de recebimento do benefício, o subplano de Contribuição Variável (CV) pode tornar-se de Benefício Definido (BD), caso a renda vitalícia seja escolhida pelo Participante como forma de recebimento desta suplementação.

(i) Avaliação atuarial

Para a avaliação atuarial do PSAP/CTEEP, elaborada por atuário independente, foi adotado o método do crédito unitário projetado.

Em 31 de dezembro de 2017 o PSAP/CTEEP apresentava superávit atuarial de R$590.803. Este superávit não pôde ser reconhecido contabilmente, pois de acordo com as regras da deliberação CVM nº 695/2012, o reconhecimento de ativo somente é permitido quando o excedente patrimonial representar um benefício econômico futuro para a Companhia, o que não se comprovou em 31 de dezembro de 2017.

No período de três meses findo em 31 de março de 2018, não ocorreram modificações significativas nas regras dos planos acima citados. Também não ocorreram flutuações, que requeressem atualização das premissas utilizadas nos cálculos atuariais realizados em 31 de dezembro de 2017 ou deterioração significativa nos ativos dos planos, que requeressem o reconhecimento de qualquer efeito contábil durante o período.

22 Reserva Global de Reversão - RGR

O saldo em 31 de março de 2018, de R$23.433 (R$24.053 em 31 de dezembro de 2017), refere-se aos recursos derivados da reserva de reversão, amortização e parcela retida na Companhia, das quotas mensais da Reserva Global de Reversão – RGR, relativas a aplicações de recursos em investimentos para expansão do serviço público de energia elétrica e amortização de empréstimos captados para a mesma finalidade, ocorridos até 31 de dezembro de 1971. Anualmente, conforme despacho ANEEL, sobre o valor da reserva incide juros de 5%, com liquidação mensal. De acordo com o artigo 27 do Decreto nº

9.022 de 31 de março de 2017, as concessionárias do serviço público de energia elétrica deverão amortizar integralmente os débitos da RGR a partir de janeiro de 2018 até dezembro de 2026.

23 Patrimônio Líquido

(a) Capital social

O capital social autorizado da Companhia em 31 de março de 2018 e 31 de dezembro de 2017 é de R$5.000.000, sendo R$1.957.386 em ações ordinárias e R$3.042.614 em ações preferenciais, todas nominativas escriturais e sem valor nominal.

A composição do capital social subscrito e integralizado em 31 de março de 2018 e 31 de dezembro de 2017 totaliza R$3.590.020 e está representado por ações ordinárias e preferenciais, como segue:

	31.03.2018		R$ mil		31.12.2017		R$ mil
ON	64.484.433		1.405.410		64.484.433		1.405.410
PN	100.236.393		2.184.610		100.236.393		2.184.610
	164.720.826		3.590.020		164.720.826		3.590.020

As ações ordinárias conferem ao titular o direito a um voto nas deliberações das assembleias gerais.

As ações preferenciais não possuem direito a voto tendo, no entanto, prioridade no reembolso de capital e no recebimento de dividendos correspondente a essa espécie de ações.

Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 18 de dezembro de 2017 foi aprovado o aumento do capital social da Companhia, no montante de R$1.217.583, mediante a integralização de reserva de capital. Ressalve-se, entretanto, que desse total, foi utilizado o valor de R$666 da conta “reserva de recursos destinados a aumento de capital”, originada da cisão da CESP ocorrida em 1999. Deste modo, fica registrado que, na mencionada operação, o valor do aumento, de R$1.217.583, foi integralizado com R$1.216.917 da reserva de capital e R$666 da reserva de recursos destinados a aumento de capital.

(b) Dividendos e juros sobre capital próprio

Em 12 de abril de 2018, em Assembleia Geral Ordinária da Companhia foi aprovada a proposta de distribuição de dividendos adicionais referente ao exercício de 2017 como segue:

Dividendos adicionais propostos

Data AGO		Total		Por ação		Pagamento
12.04.2018		84.693		0,514164		15.06.2018
		84.693		0,514164

O Estatuto Social da Companhia prevê destinação do lucro do exercício observando a seguinte ordem (i) constituição da reserva legal; (ii) do saldo, pagamento de dividendos atribuídos às ações preferenciais e ordinárias sendo o maior valor entre R$218.461 e R$140.541, respectivamente, e 25% do lucro líquido do exercício; (iii) do saldo, até 20% do lucro líquido para constituição da reserva estatutária.

(c) Reservas de capital

31.03.2018 31.12.2017

Subvenções para investimento – CRC (i) 78 78

Reserva Especial de Ágio na Incorporação (nota 27) 588 588

666 666

(i) Subvenções para investimentos - CRC

A Conta de Resultados a Compensar (CRC) foi instituída pelo Decreto n° 41.019/1957 e pela Lei n° 5.655/1971 para remunerar as concessionárias de energia elétrica por certos investimentos por ela

realizados. A Lei n° 8.631/1993 extinguiu a CRC e, posteriormente, a Lei n° 8.724/1993 estabeleceu que os créditos de CRC, fossem registrados no patrimônio líquido como subvenção para investimento à conta de “Reserva de Capital”.

Conforme facultado pelo CPC nº13, a Companhia optou por manter o saldo existente em 31 de dezembro de 2007 referente à CRC, bem como as demais doações e subvenções para investimentos registrados como reserva de capital no patrimônio líquido. Em dezembro de 2017 o montante de R$426.232 desta reserva foi convertido em aumento de capital conforme deliberação em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 18 de dezembro de 2017.

(d) Reservas de lucro

31.03.2018 31.12.2017

Reserva legal (i) 542.763 542.763

Reserva estatutária (ii) 496.691 496.691

Reserva de retenção de lucros (iii) 1.491.748 1.491.748

Reserva especial de lucros a realizar (iv) 4.778.136 4.778.136

Dividendo adicional proposto (nota 23 (b)) 84.693 -

7.394.031 7.309.338

(i) Reserva legal

Constituída em 5% do lucro líquido do exercício, antes de qualquer destinação, até o limite de 20% do capital social.

(ii) Reserva estatutária

O Estatuto Social da Companhia prevê a constituição de reserva para investimento na expansão das atividades até 20% do lucro líquido do exercício, limitado ao saldo após dedução da reserva legal e dos dividendos mínimos obrigatórios, cujo valor não poderá ultrapassar o valor do capital social.

(iii) Reserva de retenção de lucros

A Administração propõe a manutenção no patrimônio líquido o lucro retido de exercícios anteriores, em reserva de retenção de lucros, que se destina a atender o orçamento de capital, aprovado em Assembleia Geral de Acionistas nos períodos em referência.

(iv) Reserva especial de lucros a realizar

A Administração, considerando que os impactos dos valores a receber do SE (nota 7), ajustes da aplicação do ICPC01 (R1) e equivalência patrimonial não compõem parcela realizada do lucro líquido do exercício, propõe a destinação do resultado destas operações para reserva especial de lucros a realizar, cujo prazo de realização financeira ocorra após o término do exercício social seguinte. A alocação nessa reserva ocorre para refletir o fato de que a realização financeira do lucro destas operações ocorrerá em exercícios futuros. Uma vez realizado, caso a reserva não seja absorvida por prejuízos posteriores, a Companhia destinará seu saldo nos termos do artigo 19 da Instrução CVM 247/1996 para aumento de capital, distribuição de dividendo ou constituição de outras reservas de lucros, observadas as propostas da administração a serem feitas oportunamente.

Em 2017 a realização de parte do saldo desta reserva, que conforme sua origem foi considerada efetivada, tendo em vista as respectivas formas e estimativas de realização financeira no montante de R$582.631.

(e) Resultado por ação

O lucro ou prejuízo básico por ação é calculado por meio do resultado da Companhia, com base na média ponderada das ações ordinárias e preferenciais em circulação no respectivo período. O lucro ou prejuízo diluído por ação é calculado por meio da referida média das ações em circulação, ajustada pelos instrumentos potencialmente conversíveis em ações, neste caso a Companhia considerou ações que poderão ser emitidas através da capitalização da reserva especial de ágio na incorporação em favor do acionista controlador.

Conforme previsto na Instrução CVM nº 319, à 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 sua controladora, sendo garantido aos demais acionistas a participação nesse aumento de capital, de forma a manter sua participação acionária na Companhia.

As ações emitidas de acordo com esta realização serão consideradas diluidoras para o cálculo do lucro ou prejuízo por ação da Companhia, considerando a hipótese de que todas as condições para sua emissão foram atendidas. Em 31 de março de 2018 e de 2017, as condições para emissão de ações de capital social relacionadas à amortização do ágio foram atendidas.

O quadro abaixo apresenta os dados de resultado e ações utilizados no cálculo dos lucros básico e diluído por ação:

Lucro básico e diluído por ação	31.03.2018	31.03.2017
Lucro líquido – R$ mil	236.948	261.309
Média ponderada de ações Ordinárias	64.484.433	64.484.433
Preferenciais	100.236.393	100.236.393
	164.720.826	164.720.826
Média ponderada ajustada de ações Ordinárias	64.494.315	64.494.466
Preferenciais	100.245.180	100.245.305
	164.739.496	164.739.771
Lucro básico por ação	1,43848	1,58637
Lucro diluído por ação	1,43832	1,58619

24 Receita operacional líquida

24.1 Composição da receita operacional líquida

           Controladora       Consolidado

	31.03.2018	31.03.2017	31.03.2018	31.03.2017
Receita bruta Receita de infraestrutura (a) (nota 7)	24.860	73.730	80.136	77.098
Operação e Manutenção (a) (nota 7)	221.653	227.794	235.019	236.990
Remuneração dos ativos de
concessão – RBSE (b) (nota 7)	210.506	211.748	210.506	211.748
Remuneração dos ativos de
concessão (b) (nota 7)	63.782	43.897	94.860	67.547
Aluguéis	4.718	4.653	4.787	4.723
Prestação de serviços	2.826	3.341	1.945	2.491
Total da receita bruta	528.345	565.163	627.253	600.597
Tributos sobre a receita COFINS	(39.034)	(41.446)	(42.346)	(42.511)
PIS	(8.474)	(9.041)	(9.191)	(9.273)
ISS	(139)	(164)	(139)	(164)
	(47.647)	(50.651)	(51.676)	(51.948)
Encargos regulatórios Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE	(13.531)	(9.708)	(13.531)	(9.708)
Reserva Global de Reversão – RGR	-	-	(1.431)	(1.055)
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D	(6.705)	(2.266)	(7.202)	(2.646)
Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica –
PROINFA	(4.219)	(3.685)	(4.219)	(3.685)
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia	(2.410)	(822)	(2.587)	(964)
	(26.865)	(16.481)	(28.970)	(18.058)
	453.833	498.031	546.607	530.591

(a) Serviços de implementação de infraestrutura e Operação e Manutenção

A receita relacionada a implementação da infraestrutura para prestação de serviços de transmissão de energia elétrica sob o contrato de concessão de serviços é reconhecida conforme gastos incorridos. As receitas dos serviços de operação e manutenção são reconhecidas no período no qual os serviços são prestados pela Companhia, bem como parcela de ajuste (24.3). Quando a Companhia presta mais de um serviço em um contrato de concessão, a remuneração recebida é alocada por referência aos valores justos relativos dos serviços entregues.

(b) Remuneração dos ativos de concessão

A receita de juros é reconhecida pela taxa de juros efetiva sobre o montante do principal em aberto, sendo

a taxa de juros efetiva aquela que iguala exatamente os recebimentos de caixa futuros apurados durante a vida estimada do ativo financeiro ao valor contábil inicial deste ativo.

24.2 Revisão periódica da Receita Anual Permitida - RAP

Em conformidade com os contratos de concessão, a cada quatro e/ou cinco anos, após a data de assinatura dos contratos, a ANEEL procederá à revisão tarifária periódica da RAP de transmissão de energia elétrica, com o objetivo de promover a eficiência e modicidade tarifária.

Em 2013 a Companhia passou a reconhecer receita e custos de implementação da infraestrutura para melhorias das instalações de energia elétrica, que serão consideradas na base da próxima revisão tarifária periódica, conforme previsto no despacho da ANEEL nº 4.413 de 27 de dezembro de 2013 e Resolução Normativa nº 443 de 26 de julho de 2011, alterada pela Resolução Normativa nº 463 de 16 de dezembro de 2014.

A receita licitada associada ao contrato de concessão nº 143/2001 da controlada Serra do Japi, não está sujeita a revisão tarifária periódica.

A revisão tarifária periódica compreende o reposicionamento da receita mediante a determinação:

a) da base de remuneração regulatória para RBNI;

b) dos custos operacionais eficientes;

c) da estrutura ótima de capital e definição da remuneração das transmissoras;

d) da identificação do valor a ser considerado como redutor tarifário – Outras Receitas.

As informações das últimas revisões tarifárias periódicas estão descritas abaixo:

Resolução homologatória

  Concessionária   Contrato       REH  Data da REH  Vigência

Controladas
IE Serra do Japi	026/2009	1.901	16.06.2015	01.07.2015
IEMG	004/2007	2.257	20.06.2017	01.07.2017
IENNE	001/2008	1.540	18.06.2013	01.07.2013
IE Pinheiros	012 e 015/2008	1.762	09.07.2014	01.07.2014
IE Pinheiros	18/2008	1.755	24.06.2014	01.07.2014
Evrecy	020/2008	1.538	18.06.2013	01.07.2013
IE Pinheiros	021/2011	2.257	20.06.2017	01.07.2017
Controladas em
conjunto
IE Sul	013 e 016/2008	1.755	24.06.2014	01.07.2014
IE Madeira	013 e 015/2009	1.755	24.06.2014	01.07.2014
IE Garanhuns	022/2011	2.257	20.06.2017	01.07.2017

As datas das próximas revisões tarifárias periódicas da RAP da Companhia e suas controladas e controladas em conjunto estão descritas na nota 1.2.

24.3 Parcela Variável – PV, adicional à RAP e Parcela de Ajuste - PA

A Resolução Normativa n.º 729 de 28 de junho de 2016, regulamenta a Parcela Variável – PV e o adicional à RAP. A Parcela Variável é o desconto na RAP das transmissoras devido à indisponibilidade ou restrição operativa das instalações integrantes da Rede Básica. O adicional à RAP corresponde ao valor a ser acrescentado à receita das transmissoras como incentivo à melhoria da disponibilidade das instalações de transmissão e são reconhecidos como receita e/ou redução de receita de operação e manutenção no período em que ocorrem.

A Resolução Normativa (REN) nº 512, de 30 de outubro de 2012, alterou a REN nº 270/07, incluindo o

§3 ao artigo 3º, o qual extingue o adicional à RAP para as funções de transmissão alcançadas pela Lei nº 12.783/2013.

A Parcela de Ajuste – PA é a parcela de receita decorrente da aplicação de mecanismo previsto em contrato, utilizado nos reajustes anuais periódicos, que é adicionada ou subtraída à RAP, de modo a compensar excesso ou déficit de arrecadação no período anterior ao reajuste.

24.4 Reajuste anual da receita

Em 30 de junho de 2017, foi publicada a Resolução Homologatória nº 2.258, estabelecendo as receitas anuais permitidas da Companhia e suas controladas, pela disponibilização das instalações de transmissão integrantes da Rede Básica e das Demais Instalações de Transmissão, para o ciclo de 12 meses, compreendendo o período de 1 de julho de 2017 a 30 de junho de 2018.

De acordo com a Resolução Homologatória nº 2.258, a RAP e valores correspondentes a parcela de ajuste da Companhia (contrato nº 059/2001), líquidas de PIS e COFINS, (denominada Receita Regulatória) que era de R$893.452* em 1º de julho de 2016, passou para R$2.536.919* em 1º de julho de 2017, apresentando um incremento de R$1.643.467 equivalente a 183,95%. Sendo 4,02% (R$35.904) do ajuste de IPCA/IGPM, 0,42% (R$3.762) da variação da parcela de ajuste, 5,75% (R$51.375) de RAP adicional para novos investimentos e 173,76% (R$1.552.426) adicionais referente aos ativos do SE que passou a compor a RAP a partir do ciclo 2017/2018 (Portaria MME n° 120/2016 abrangidas pela Lei n° 12.783/2013).

A receita regulatória anual da Companhia, líquida de PIS e COFINS, apresenta a seguinte composição:

Contrato de concessão        Rede Básica     

Demais Instalações de Transmissão –

        DIT   Total

Ativos existentes	Novos investimentos	Parcela de ajuste	Ativos existentes	Novos investimentos	Parcela de ajuste
1.749.788	155.625	(21.447)	538.580	122.364	(7.991)	2.536.919
1.749.788	155.625	(21.447)	538.580	122.364	(7.991)	2.536.919

059/2001

A receita regulatória da Companhia em conjunto com suas controladas, que era de R$1.035.328* em 1 de julho de 2016, passou para R$2.678.991* em 1 de julho de 2017, apresentando um incremento de R$1.643.663 equivalente a 158,76%. Sendo 3,79% (R$39.278) do ajuste de IPCA/IGPM, 0,05% (R$560) da variação da parcela de ajuste, 4,96% (R$51.399) de RAP adicional para novos investimentos e 149,95% (R$1.552.426) adicionais referentes aos ativos do SE que passou a compor a RAP a partir do ciclo 2017/2018 (Portaria MME n° 120/2016 abrangidas pela Lei n° 12.783/2013).

*contempla a receita dos investimentos autorizados que entrarão em operação nos próximos ciclos.

A Receita Regulatória da Companhia e suas controladas, líquida de PIS e COFINS, apresenta a seguinte composição:

Contrato de

concessão          Rede Básica    Demais Instalações de Transmissão – DIT   Total

	Ativos existentes	Novos investimentos	Licitada	Parcela de ajuste	Ativos existentes	Novos investimentos	Licitada	Parcela de ajuste
059/2001	1.749.788	155.625	-	(21.447)	538.580	122.364	-	(7.991)	2.536.919
143/2001	-	-	22.340	(1.314)	-	-	-	-	21.026
004/2007	-	-	18.306	(1.077)	-	-	-	-	17.229
012/2008	-	6	8.876	(230)	-	921	1.338	-	10.911
015/2008	-	14.212	16.850	(1.276)	-	4.176	413	(12)	34.363
018/2008	-	52	4.371	(193)	-	1.595	53	(55)	5.823
021/2011	-	-	4.084	(289)	-	-	1.498	-	5.293
026/2009	-	5.053	28.087	(4.938)	-	-	6.388		34.590
020/2008	-	11.552	-	(1.189)	-	2.529	-	(55)	12.837
	1.749.788	186.500	102.914	(31.953)	538.580	131.585	9.690	(8.113)	2.678.991

25 Custos dos serviços de implementação da infraestrutura e de operação e manutenção e despesas gerais e administrativas

a)	Controladora							Controladora
						31.03.2018		31.03.2017
		Custos		Despesas		Total		Total
	Honorários da administração	-		(4.052)		(4.052)		(3.323)
	Pessoal	(58.120)		(15.834)		(73.954)		(74.776)
	Serviços	(18.511)		(10.556)		(29.067)		(27.641)
	Depreciação	-		(2.023)		(2.023)		(2.222)
	Materiais	(16.986)		(96)		(17.082)		(58.127)
	Arrendamentos e aluguéis	(1.054)		(1.136)		(2.190)		(3.180)
	Demandas judiciais	-		(1.612)		(1.612)		(2.273)
	Outros	206		(1.519)		(1.313)		(11.920)
		(94.465)		(36.828)		(131.293)		(183.462)

b)	Consolidado						Consolidado
					31.03.2018		31.03.2017
			Custos	Despesas	Total		Total
	Honorários da administração		-	(4.394)	(4.394)		(3.564)
	Pessoal		(60.428)	(16.211)	(76.639)		(77.258)
	Serviços		(27.111)	(10.879)	(37.990)		(29.132)
	Depreciação		-	(2.235)	(2.235)		(2.412)
	Materiais		(60.773)	(100)	(60.873)		(60.856)
	Arrendamentos e aluguéis		(1.254)	(1.195)	(2.449)		(3.449)
	Demandas judiciais		-	(1.865)	(1.865)		(2.805)
	Outros		(2.730)	(1.629)	(4.359)		(12.678)
			(152.296)	(38.508)	(190.804)		(192.154)
	Dos custos demonstrados	acima,	os custos de	implementação	da infraestrutura		da controladora

totalizaram R$22.560 no 1T18 e R$66.881 no 1T17. Os custos implementação da infraestrutura consolidados totalizaram R$75.764 no 1T18 e R$69.754 no 1T17. A respectiva receita de implementação da infraestrutura, demonstrada na nota 24.1, é calculada acrescendo-se as alíquotas de PIS e COFINS e outros encargos ao valor do custo do investimento.

26 Resultado financeiro

       Controladora       Consolidado

Receitas	31.03.2018	31.03.2017	31.03.2018	31.03.2017
Rendimento de aplicações financeiras	6.163	2.860	10.886	10.267
Juros ativos	41	43	43	43
Variações monetárias	644	1.036	644	1.036
Variações cambiais Swap	7.101	-	7.101	-
Ajuste de operações de cobertura - Swap	8.595	-	8.595	-
Outras	1.528	865	1.771	876
	24.072	4.804	29.040	12.222
Despesas Juros sobre empréstimos	(9.103)	(6.322)	(15.743)	(10.160)
Juros passivos	(623)	(5.982)	(623)	(5.993)
Encargos sobre debêntures	(15.961)	(14.994)	(15.961)	(14.994)
Encargos Swap	(888)	-	(888)	-
Ajuste MTM (mark to market)	(1.582)	-	(1.582)	-
Variações monetárias	(10.226)	(8.796)	(10.264)	(8.852)
Variações cambiais Swap	(8.609)	-	(8.609)	-
Ajuste de operações de cobertura Swap	(8.788)	-	(8.788)	-
Outras	(1.776)	(1.422)	(1.875)	(1.492)
	(57.556)	(37.516)	(64.333)	(41.491)
	(33.484)	(32.712)	(35.293)	(29.269)

27 Imposto de renda e contribuição social

O imposto de renda e a contribuição social sobre o lucro líquido são provisionados mensalmente, obedecendo ao regime de competência e apurados, conforme previsto na Lei 12.973/14.

A Companhia adota o regime de lucro real estimativa mensal e as controladas adotam o regime de lucro presumido trimestral.

(a) Conciliação da alíquota efetiva

A conciliação de despesa de imposto de renda e contribuição social do exercício com o lucro contábil é a seguinte:

      Controladora      Consolidado

	31.03.2018	31.03.2017	31.03.2018	31.03.2017
Xxxxx antes do imposto de renda e da contribuição social	339.235	358.130	346.104	365.590
Alíquotas nominais vigentes	34%	34%	34%	34%
Imposto de renda e contribuição social esperada	(115.340)	(121.764)	(117.675)	(124.301)

Adições/ exclusões permanentes

Imposto de renda e contribuição social sobre diferenças permanentes

Realização de perdas	(15)	(16)	(15)	(16)
Reversão da Provisão para
Manutenção da Integridade do
Xxxxxxxxxx Xxxxxxx*	6	6	6	6
Equivalência Patrimonial	15.457	25.874	7.096	19.145
Efeito adoção lucro presumido	-	-	7.287	7.655
Outros	(2.395)	(921)	(2.395)	(921)

Imposto de renda e contribuição

social efetiva  (102.287)   (96.821)  (105.696)   (98.432)

Imposto de renda e contribuição social

(174.144)	(19.019)	(176.614)	(20.747)
71.857	(77.802)	70.918	(77.685)
(102.287)	(96.821)	(105.696)	(98.432)
30,2%	27,0%	30,5%	26,9%

Corrente Diferido

Alíquota efetiva

(*) O processo de aquisição do controle acionário da Companhia pela ISA gerou ágio, que em 31 de dezembro de 2007 totalizava R$689.435, amortizado substancialmente até dezembro de 2015, em parcelas mensais, conforme autorizado por meio da Resolução ANEEL nº 1.164. Com o objetivo de evitar que a amortização do ágio afete de forma negativa o fluxo de dividendos aos acionistas, foi constituída uma Provisão para Manutenção da Integridade do Patrimônio Líquido (PMIPL) de sua incorporadora e Reserva Especial de Ágio na Incorporação, de acordo com o estabelecido na Instrução CVM nº 349, de 06 de março de 2001. O saldo remanescente em 31 de março de 2018 é de R$504 (R$513 em 31 de dezembro de 2017).

(b) Composição do imposto de renda e contribuição social diferidos

		Controladora				Consolidado
Ativos / (Passivos)	31.03.2018	31.12.2017		31.03.2018		31.12.2017
Contas a receber Lei nº 12.783 – SE (i)	(2.276.938)	(2.373.365)		(2.276.938)		(2.373.365)
Xxxxxxxx xx xxxxxxxxx (XXXX 00 (X0)) (xx)	(175.520)	(156.928)		(285.799)		(266.268)
Adoção inicial Lei 12.973/14 (iii)	(21.899)	(22.121)		(21.899)		(22.121)
Provisão SEFAZ-SP (iv)	175.527	175.527		175.527		175.527
Provisão para demandas judiciais	42.763	41.328		42.763		41.328
Demais diferenças temporárias	19.139	26.774		19.139		26.774
Total líquido	(2.236.928)	(2.308.785)		(2.347.207)		(2.418.125)

(i) Valores de imposto de renda e contribuição social diferidos sobre a remuneração do ativo da concessão referente as instalações do SE, que serão incorporados à base de tributação a medida do efetivo recebimento.

(ii) Referem-se aos valores de imposto de renda e contribuição social sobre os resultados da operação de implementação da infraestrutura para prestação do serviço de transmissão de energia elétrica e remuneração do ativo da concessão (ICPC 01 (R1)) reconhecidos por competência, que são oferecidos a tributação a medida do efetivo recebimento, conforme previsto nos artigos nº 168 da Instrução Normativa nº 1.700/17 e 36 da Lei nº 12.973/14.

(iii) Reflete os valores que serão oferecidos à tributação do imposto de renda e contribuição social pela adoção inicial da Lei nº 12.973/14, linearmente pelo prazo da concessão.

(iv) Conforme nota 8 (c).

A Administração da Companhia considera que os saldos de imposto de renda e contribuição social diferidos ativo decorrentes de diferenças temporárias deverão ser realizados na proporção das demandas judiciais, contas a receber e realização dos eventos que originaram as provisões para perdas.

28 Transações com partes relacionadas

Os principais saldos e transações com partes relacionadas no período são como segue:

   31.03.2018      31.12.2017  31.03.2018  31.03.2017

Parte relacionada	Ativo	Passivo	Ativo	Passivo	(Despesa)	(Despesa)
Administração	-	-	-	-	(4.052)	(3.323)
	-	-	-	-	(4.052)	(3.323)
Serra do Japi	2.797	-	2.797	-	-	-
	2.797	-	2.797	-	-	-
XXX Xxxxxxx	00	-	00	-	00	00
XXXX	5	-	3	-	13	15
Pinheiros	6	-	3	-	15	15
Serra do Japi	15	-	9	-	37	38
Evrecy	3	-	4	-	9	8
IENNE	10	-	5	-	23	19
Itaúnas	131	-	-	-	130	-
Tibagi	90	-	-	-	90	-
Itaquerê	64	-	-	-	64	-
Itapura	82	-	-	-	82	-
Aguapeí	108	-	-	-	108	-
IESul	13	-	7	-	28	26
IEGaranhuns	91	-	91	-	-	-
Aimorés	0	-	00	-	00	-
Xxxxxxxxx	0	-	000	-	00	-
XXX0	18	-	92	-	26	-
	679	-	450	-	742	199
ISA Capital	16	-	16	-	49	49
IEMG	13	-	6	-	39	37
Pinheiros	117	-	43	-	342	328
Serra do Japi	93	-	91	-	277	267
Evrecy	74	-	74	-	223	217
IEGaranhuns	53	-	32	-	83	-
Internexa	256	1.044	434	14	235	6
	622	1.044	696	14	1.248	904
	4.098	1.044	3.943	14	(2.062)	(2.220)

Natureza da

operação

Benefícios de curto prazo (a)

Dividendos

Sublocação e Reembolsos (b)

Prestação de serviços (c)

Total

Receita/ Receita/

(a) Referente aos honorários da administração, conforme divulgado na Demonstração do Resultado da Companhia apresenta o montante de R$4.052 na controladora e no consolidado R$4.394 no 1T2018(R$3.323 e R$3.564 no 1T2017).

A política de remuneração da Companhia não inclui benefícios de longo prazo, benefícios de rescisão de contrato de trabalho ou remuneração baseada em ações.

(b) O contrato de sublocação compreende a área sublocada do edifício sede da Companhia, bem como rateio das despesas condominiais e de manutenção, reembolso de serviços compartilhados, entre outras.

(c) A Companhia mantém contratos de prestação de serviços: (i) ISA Capital - serviços de escrituração contábil e fiscal, apuração de impostos e processamento da folha de pagamento; (ii) IEMG, Pinheiros, Serra do Japi, Evrecy e Garanhuns - prestação serviços de operação e manutenção de instalações.; (iii) Internexa, controlada do Grupo ISA, - há dois contratos de prestação de serviços sendo, cessão de direito de uso, à título oneroso, sobre o uso da infraestrutura de suporte necessária para a instalação de cabos de fibra ótica, serviços auxiliares e suas melhorias e compartilhamento de infraestrutura de tecnologia da informação. Adicionalmente, a Companhia contratou a prestação de serviços do link de internet de 100 Mbps com a Internexa. Em março de 2018 houve a contratação da Internexa para atualização nas funcionalidades e demandas de telefonia.

Essas operações são realizadas em condições especificas negociadas contratualmente entre as partes.

Adicionalmente, a Companhia tem registrado no passivo circulante o montante de R$26.217 referente estimativa de valor a pagar a Eletrobras em relação a forma de atualização do contas a receber das instalações do NI (nota 7 (d)) e no ativo circulante como aplicações financeiras o montante de R$455.397 com os fundos de investimento Referenciado DI Bandeirantes, Xavantes Referenciado DI e Assis Referenciado DI (nota 6).

29 Instrumentos financeiros

(a) Identificação dos principais instrumentos financeiros

       Controladora       Consolidado

	Nível	31.03.2018	31.12.2017	31.03.2018	31.12.2017
Ativos financeiros
Valor justo através do resultado
Caixa e equivalentes de caixa	2	5.879	3.031	11.749	6.585
Aplicações financeiras	2	455.397	346.287	716.226	610.066
Contas a Receber - Ativo Financeiro
Indenização	3	59.163	59.164	139.112	138.131
Instrumentos financeiros derivativos	2	2.896	2.611	2.896	2.611
Caixa restrito	2	12.799	6.594	41.726	35.674
Custo amortizado
Contas a Receber - Serviços de O&M	3	139.542	134.027	157.480	146.428
Contas a Receber - Serviços de
implementação da infraestrutura	3	1.690.407	1.656.504	3.343.258	3.267.487
Contas a Receber - Ativo Financeiro
Lei 12.783	3	9.307.075	9.586.834	9.307.075	9.586.834
Valores a receber – Secretaria da
Fazenda do Estado de São Paulo	3	1.363.119	1.312.791	1.363.119	1.312.791
Créditos com partes relacionadas	3	4.098	3.943	642	903
Cauções e depósitos vinculados	2	66.546	66.389	66.571	66.414

Passivos financeiros

Custo amortizado

Empréstimos e financiamentos

Circulante	2	212.440	209.511	261.786	268.588
Não circulante	2	388.662	393.002	677.182	690.541
Debêntures Circulante	1	183.773	182.852	183.773	182.852
Não circulante	1	806.204	801.007	806.204	801.007
Fornecedores	2	45.626	66.114	49.406	69.923
Juros sobre capital próprio e dividendos
a pagar	2	3.111	3.112	3.111	3.112

Os valores contábeis dos instrumentos financeiros, ativos e passivos, quando comparados com os valores que poderiam ser obtidos com sua negociação em um mercado ativo ou, na ausência deste, e valor presente líquido ajustado com base na taxa vigente de juros no mercado, aproximam-se substancialmente de seus correspondentes valores de mercado. A Companhia classifica os instrumentos financeiros como requerido pelo CPC 46:

Nível 1 – preços cotados (não ajustados) em mercados ativos, líquidos e visíveis para ativos e passivos idênticos que estão acessíveis na data de mensuração;

Nível 2 – preços cotados (podendo ser ajustados ou não) para ativos ou passivos similares em mercados ativos, outras entradas não observáveis no nível 1, direta ou indiretamente, nos termos do ativo ou passivo; e

Nível 3 – ativos e passivos cujos preços não existem ou que esses preços ou técnicas de avaliação são amparados por um mercado pequeno ou inexistente, não observável ou líquido. Nesse nível a estimativa do valor justo torna-se altamente subjetiva.

A Companhia celebrou em 12 de julho de 2017, Contrato Global de Derivativos (SWAP), como proteção para o risco de taxa de câmbio, e risco de Taxa de Juros (Libor 3M), designado à cobertura do risco de taxa de câmbio e taxa juros da contratação do empréstimo em moeda estrangeira nos termos da Lei nº 4.131/1962. A operação com o efeito do SWAP apresenta taxa de 101,4% CDI.

A Companhia classifica o derivativo contratado como Hedge de Valor Justo (Fair Value Hedge) e, segundo os parâmetros descritos nas normas contábeis brasileiras CPC 48 e na Norma Internacional IFRS 9, a Companhia adotou o “Hedge Accounting”.

A gestão de instrumentos financeiros está aderente à Política de Gestão Integral de Riscos e Diretrizes de Riscos Financeiros da Companhia e suas controladas. Os resultados auferidos destas operações e a aplicação dos controles para o gerenciamento destes riscos, fazem parte do monitoramento dos riscos financeiros adotados pela Companhia e suas controladas, conforme a seguir:

Controladora

Curto prazo     Vencimento

Posição ativa:

Valor de referência

   (Accrual)   Valor Justo*

   31.03.2018    31.03.2018

SWAP (BTMU) Julho de 2018 167.653 165.500

Posição passiva:

SWAP (BTMU) Julho de 2018 (162.564) (162.604)

Valor líquido 5.089 2.896

* O valor justo refere-se à marcação à mercado em 31 de março de 2018.

(b) Financiamentos

• Índice de endividamento

O índice de endividamento no final do período é o seguinte:

      Controladora         Consolidado

31.03.2018  31.12.2017   31.03.2018  31.12.2017

Empréstimos e financiamentos

Circulante	212.440	209.511	261.786	268.588
Não circulante	388.662	393.002	677.182	690.541
Debêntures Circulante	183.773	182.852	183.773	182.852
Não circulante	806.204	801.007	806.204	801.007
Dívida total	1.591.079	1.586.372	1.928.945	1.942.988
Caixa e equivalentes de caixa e
aplicações financeiras	461.276	349.318	727.975	616.651
Dívida líquida	1.129.803	1.237.054	1.200.970	1.326.337
Patrimônio líquido	11.221.665	10.984.717	11.423.096	11.199.656
Índice de endividamento líquido	10,1%	11,3%	10,5%	11,8%

A CTEEP e suas controladas possuem contratos de empréstimos e financiamentos com covenants apurados com base nos índices de endividamento (notas 14 e 15). A Companhia atende aos requisitos relacionados a cláusulas restritivas.

O valor contábil dos empréstimos e financiamentos e das debêntures tem suas taxas atreladas à variação da TJLP, do CDI e IPCA e se aproximam do valor de mercado.

(c) Gerenciamento de riscos

Os principais fatores de risco inerentes às operações da Companhia e suas controladas podem ser assim identificados:

(i) Risco de crédito – A Companhia e suas controladas mantém contratos com o ONS, concessionárias e outros agentes, regulando a prestação de seus serviços vinculados à usuários da rede básica, com cláusula de garantia bancária. Igualmente, a Companhia e suas controladas mantêm contratos regulando a prestação de seus serviços diretamente aos clientes livres, também com cláusula de garantia bancária, que minimiza o risco de inadimplência.

(ii) Risco de preço – As receitas da Companhia e de suas controladas são, nos termos do contrato de concessão, reajustadas anualmente pela ANEEL, pela variação do IPCA e IGP-M, sendo parte das receitas sujeita à revisão tarifária periódica (nota 24.2).

(iii) Risco de taxas de juros – A atualização dos contratos de financiamento está vinculada à variação da TJLP, IPCA e do CDI (notas 14 e 15).

(iv) Risco de taxa de câmbio – A Companhia gerencia o risco da taxa de câmbio do seu passivo, contratando Instrumento Derivativo Swap, designado como hedge de valor justo do Contrato de Empréstimo em Moeda estrangeira (nota 14). A Companhia e suas controladas não possuem contas a receber e outros ativos em moeda estrangeira.

(v) Risco de captação – A Companhia e suas controladas poderão no futuro enfrentar dificuldades na captação de recursos com custos e prazos de pagamento adequados a seu perfil de geração de caixa e/ou a suas obrigações de dívida.

(vi) Risco de garantia – Os principais riscos de garantia são:

• Gerenciamento dos riscos associados à veiculação de benefícios de aposentadoria e assistência médica via Funcesp (entidade fechada de previdência complementar), através de sua representação nos órgãos de administração.

• Participação na qualidade de interveniente garantidora, no limite de sua participação, às controladas e controladas em conjunto, em seus contratos de financiamento (nota 14).

(vii)Risco de liquidez – As principais fontes de caixa da Companhia e suas controladas são provenientes de:

Suas operações, principalmente pela cobrança do uso do sistema de transmissão de energia elétrica por outras concessionárias e agentes do setor. O montante de caixa, representado pela RAP vinculada às instalações de rede básica e Demais Instalações de Transmissão – DIT é definida, nos termos da legislação vigente, pela ANEEL.

A Companhia é remunerada pela disponibilização do sistema de transmissão, eventual racionamento da energia não trará impacto sobre a receita e respectivo recebimento.

A Companhia gerencia o risco de liquidez mantendo linhas de crédito bancário e linhas de crédito para captação de empréstimos que julgue adequados, através do monitoramento contínuo dos fluxos de caixa previstos e reais, e pela combinação dos perfis de vencimento dos ativos e passivos financeiros.

O recebimento da parcela de indenização das instalações referente ao SE representa importante fonte de geração de caixa para a Companhia conseguir cumprir seu planejamento financeiro para os próximos exercícios. A Companhia faz gestão de eventuais alterações no cronograma e processos judiciais que possam impactar os recebimentos.

(d) Análise de sensibilidade

Em conformidade com a instrução CVM nº 475 de 17 de dezembro de 2008, a Companhia realiza a análise de sensibilidade aos riscos de taxa de juros e câmbio. A administração da Companhia não considera relevante sua exposição aos demais riscos descritos anteriormente.

Para fins de definição de um cenário base da análise de sensibilidade do risco taxa de juros, índice de preços e variação cambial, utilizamos as mesmas premissas estabelecidas para o planejamento econômico financeiro de longo prazo da Companhia. Essas premissas se baseiam, dentre outros aspectos, na conjuntura macroeconômica do país e opiniões de especialistas de mercado.

Dessa forma, para avaliar os efeitos da variação no fluxo de caixa da Companhia, a análise de sensibilidade, abaixo demonstrada, para os itens atrelados a índices variáveis, considera:

Cenário base: Cotação da taxa de juros (curva Pré-DI) e taxa de câmbio (dólar futuro) em 31 de março de 2018, apurada em 28 de dezembro de 2017, conforme B3 que são informadas nos quadros de Risco de juros e variação cambial; e

Foram aplicadas as variações positivas e negativas 25% (cenário I) e 50% (cenário II).

Risco de Variação Cambial – Efeitos no Fluxo de Caixa –

             Controladora e Consolidado

Risco de Elevação

dos Indexadores

Risco de Queda dos

   Indexadores

	Saldo em	Cenário	Cenário	Cenário	Cenário	Cenário
Operação    Risco	31.03.2018	Base	I	II	I	II
Ativos e passivos
financeiros
Variação Cambial +
Lei 4131 – Credit Libor3M + 0,28%
Agreement - BTMU a.a.+IR	167.653	(1.152)	(1.440)	(1.728)	(864)	(576)
Swap Ponta Ativa – Lei Variação Cambial +
4131 – Credit Libor3M + 0,32% Agreement a.a.	167.653	1.152	1.440	1.728	864	576

Efeito líquido da variação  -    -    -     -     -

Referência para Ativos e

Passivos Financeiros

Taxa do Dólar USD/R$

(junho de 2018) (*) 3,3196 4,1495 4,9794 2,4897 1,6598

   Risco de juros – Efeitos no Fluxo de Caixa - Controladora

Risco de Elevação dos

    Indexadores

Risco de Queda dos

    Indexadores

Operação	Risco	Saldo em 31.03.2018	Cenário Base	Cenário I	Cenário   II	Cenário I	Cenário   II
Ativos Financeiros
Aplicações	101,03%
financeiras	CDI	457.531	8.232	9.948	11.645	6.497	4.743
Passivos financeiros
Debêntures Série	116,0%
única (ii)	CDI a.a.	172.763	3.087	3.838	4.581	2.328	1.561
Debêntures Série única (iii)	IPCA+6,04 %	159.267	3.764	4.111	4.456	3.415	3.063
Debêntures Série	IPCA +
única (iv)	5,04%	303.028	6.426	7.085	7.740	5.762	5.095
Debêntures Série	105,65%
única (v)	CDI a.a.	354.919	5.773	7.176	8.565	4.354	2.919
FINEM BNDES (i), (ii)	TJLP+1,80 % a 2,62%	369.263	7.876	8.989	10.432	6.122	4.646
Derivativos
	101,40%
SWAP BTMU	CDI a.a.	164.757	2.393	2.973	3.545	1.807	1.213
Efeito líquido da variação			(21.087)	(24.224)	(27.674)	(17.291)	(13.754)

Referência para Ativos e Passivos

Financeiros
100% CDI (junho de 2018) (*)	6,30%a.a	7,88% a.a	9,45% a.a.	4,73% a.a.	3,15% a.a.
IPCA (junho de
2018) TJLP (junho de	3,54% a.a 6,60%	4,43% a.a	5,31%a.a	2,66% a.a	1,77% a.a
2018)	a.a.	8,25% a.a	9,90% a.a	4,95% a.a	3,30% a.a

    Risco de juros – Efeitos no Fluxo de Caixa - Consolidado

Risco de Elevação dos

    Indexadores

Risco de Queda dos

   Indexadores

	Saldo em	Cenário	Cenário	Cenário	Cenário
Operação   Risco	31.03.2018	Base	Cenário I    II	I	II
Ativos Financeiros
Aplicações 100,63%
financeiras CDI	722.731	12.285	14.992 17.670	9.547	6.778
Passivos financeiros
Debêntures Série 116,0%
única (ii) CDI a.a	172.763	3.087	3.838 4.581	2.328	1.561
Debêntures Série IPCA+6,04 única (iii) %	159.267	3.764	4.111 4.456	3.415	3.063
Debêntures Série IPCA +
única (iv) 5,04%	303.028	6.426	7.085 7.740	5.762	5.095
Debêntures Série 105,65%
única (v) CDI a.a.	354.919	5.773	7.176 8.565	4.354	2.919
FINEM BNDES (i), TJLP+1,80 (ii) % a 2,30%	369.263	7.876	8.989 10.432	6.122	4.646
TJLP + BNDES 1,55% a
(Controladas) 2,62% aa	118.769	2.423	2.986 3.444	2.055	1.582
Derivativos
101,40%
SWAP BTMU CDI a.a	164.757	2.393	2.973   3.545	1.807	1.213
Efeito líquido da variação		(19.457)	(22.166)  (25.093)	(16.296)	(13.301)
Referência para
Ativos e Passivos   Financeiros
100% CDI (junho de			9,45%	4,73%	3,15%
2018) (*) 6,30%a.a IPCA (junho de			7,88% a.a a.a.	a.a. 2,66%	a.a.
2018) 3,54% a.a			4,43% a.a 5,31%a.a	a.a	1,77% a.a
TJLP (junho de 6,60% 2018) a.a.			8,25% a.a 9,90% a.a	4,95% a.a	3,30% a.a

(*)fonte:xxxx://xxx.xxxxxxxxxx.xxx.xx/xx_xx/xxxxxxxx/xxxxxx-xxxx/xxxxxxxxx/xxxxxxx-xx- derivativos/precos-referenciais/taxas-referenciais-bm-fbovespa/.

30 Compromissos assumidos - Arrendamentos mercantis operacionais

Os principais compromissos assumidos pela Companhia e suas controladas estão relacionados às operações de arrendamento mercantil operacional de veículos e aluguel da sede, cujos pagamentos mínimos futuros, no total e para cada um dos períodos, é apresentado a seguir:

Controladora e consolidado

	31.03.2018		31.12.2017
Até um ano	12.403		9.399
Mais de um ano até cinco anos	21.333		16.345
	33.736		25.744

31 Seguros

A especificação por modalidade de risco e vigência dos seguros está demonstrada a seguir:

Controladora

Modalidade		Vigência		Importância Segurada - R$ mil		Prêmio - R$ mil
Patrimonial (a)		30/11/16 a 01/06/18		2.448.262		6.621
Responsabilidade Civil Geral (b)		19/12/17 a 19/12/18		30.000		121
Transportes Nacionais (c)		19/12/17 a 19/12/18		360.000		33
Acidentes Pessoais Coletivos (d)		30/04/17 a 30/04/18		72.000		4
Automóveis (e)		02/04/17 a 02/04/18		Valor de Mercado		240
Garantia Judicial (f)		11/04/14 a 22/03/22		310.359		2.990
						10.009
						Consolidado
				Importância		Prêmio - R$
Modalidade		Vigência		Segurada - R$ mil		mil
Patrimonial (a)		30/11/16 a 19/12/18		2.923.184		6.967
Responsabilidade Civil Geral (b)		19/12/17 a 19/12/18		30.000		121
Transportes Nacionais (c)		19/12/17 a 19/12/18		360.000		33
Acidentes Pessoais Coletivos (d)		30/04/17 a 30/04/18		72.000		4
Automóveis (e)		02/04/17 a 02/04/18		Valor de Mercado		240
Garantia Judicial (f)		11/04/14 a 22/03/22		310.359		2.990
						10.355

(a) Patrimonial - Cobertura contra riscos de incêndio e danos elétricos para os principais equipamentos instalados nas subestações de transmissão, prédios e seus respectivos conteúdos, almoxarifados e instalações, conforme contratos de Concessão, onde as transmissoras deverão manter apólices de seguro para garantir a cobertura adequada dos equipamentos mais importantes das instalações do sistema de transmissão, cabendo à transmissora definir os bens e as instalações a serem segurados.

(b) Responsabilidade Civil Geral - Cobertura às reparações por danos involuntários, pessoais e/ou materiais causados a terceiros, em consequência das operações da Companhia.

(c) Transportes Nacionais - Cobertura a danos causados aos bens e equipamentos da Companhia, transportados no território nacional.

(d) Acidentes Pessoais Coletivos - Cobertura contra acidentes pessoais a executivos e aprendizes.

(e) Automóveis - Cobertura contra colisão, incêndio, roubo e terceiros.

(f) Garantia Judicial – substituição de cauções e/ou depósitos judiciais efetuados junto ao Poder Judiciário.

Não há cobertura para eventuais danos em linhas de transmissão contra prejuízos decorrentes de incêndios, raios, explosões, curtos-circuitos e interrupções de energia elétrica.

As premissas adotadas para a contratação dos seguros, dada sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria. Consequentemente não foram revisadas pelos nossos auditores independentes.

32 Plano de complementação de aposentadoria regido pela Lei 4.819/58

O plano de complementação de aposentadoria regido pela Lei Estadual 4.819/58, a qual dispunha sobre a criação do Fundo de Assistência Social do Estado, aplica-se aos empregados servidores de autarquias, sociedades anônimas em que o Estado de São Paulo fosse detentor da maioria das ações com direito de controle e dos serviços industriais de propriedade e administração estadual, admitidos até 13 de maio de 1974, e previa benefícios de complementação de aposentadorias e pensão, licença-prêmio e salário- família. Os recursos necessários para fazer face aos encargos assumidos nesse plano são de responsabilidade dos órgãos competentes do Governo do Estado de São Paulo, cuja implementação ocorreu conforme convênio firmado entre a Secretaria da Fazenda do Estado de São Paulo (SEFAZ-SP) e a CTEEP, em 10 de dezembro de 1999.

Tal procedimento foi realizado regularmente até dezembro de 2003 pela Funcesp, mediante recursos da SEFAZ-SP, repassados por meio da CESP e posteriormente da Companhia. A partir de janeiro de 2004, a SEFAZ-SP passou a processar diretamente os pagamentos dos benefícios, sem a interveniência da CTEEP e da Funcesp, em montantes inferiores àqueles historicamente pagos até dezembro de 2003.

(a) Ação Civil Pública em trâmite na 2ª Vara da Fazenda Pública

A alteração na forma de pagamento pela SEFAZ gerou a propositura de demandas judiciais por parte dos aposentados, destacando-se a Ação Civil Pública. Com a decisão judicial da 2ª Vara da Fazenda Pública, proferida em junho de 2005, julgando improcedente o pedido, permitindo o processamento da folha e pagamentos das aposentadorias e pensões da Lei nº 4.819/58 pela SEFAZ-SP. A Associação dos Aposentados da Funcesp – AAFC, que representa os aposentados e pensionistas, interpôs recurso de apelação contra a decisão e insurgiu-se contra a competência da Justiça Comum. Em 24 de novembro de 2015 transitou em julgado a decisão do STF que estabeleceu a competência da Justiça Comum para a discussão desta ação.

Assim, em 27 de junho de 2016, foi atribuído efeito suspensivo ao Recurso de Apelação da AAFC esclarecendo que a liminar, obtida na justiça trabalhista (vide item “b” abaixo) deveria ser mantida até o julgamento do mérito do recurso.

O TJ/SP, em julgamento realizado em 02 de Agosto de 2017, por decisão unânime (Três votos a zero) confirmou a sentença de improcedência, condenou a AAFC por litigância de má fé e revogou a liminar.

Cumprindo a decisão unânime acima, A XXXXX enviou ofício em 08 de agosto para a Companhia informando a assunção da folha de pagamento dos aposentados e pensionistas da Lei 4819/58 a partir de agosto de 2017. A AAFC interpôs Recursos contra a decisão unânime do TJ/SP, sendo um recurso especial para o STJ e um recurso extraordinário para o STF, ambos com pedido de liminar para suspender os efeitos da decisão unânime do TJ/SP.

O TJ/SP, em 18 de Outubro de 2017 e, o STJ, em 31 de outubro de 2017, negaram a liminar pleiteada pela AAFC. Contudo, o STF concedeu a liminar suspendendo os efeitos do acórdão proferido pelo TJ/SP e mandando que as requeridas procedam como faziam antes do julgamento do tema pelo TJ/SP e até que o STF analise o mérito da questão.

Em razão da liminar, a SEFAZ determinou o processamento da folha pela FUNCESP a partir de dezembro de 2017.

Em dezembro de 2017, a Companhia recorreu da decisão liminar do STF ainda pendente de julgamento. Os Recursos Especiais e Extraordinários apresentados pela AAFC estão pendentes de julgamento.

(b) Ação Coletiva em trâmite perante a 2ª Vara da Fazenda Pública/SP (antiga Reclamação Trabalhista que tramitou na 49ª Vara do Trabalho)

Trata-se de ação coletiva distribuída, pela AAFC simultaneamente à sentença da Ação Civil Pública acima, desta vez, entretanto, perante a Justiça do Trabalho em caso individual que já possuía tutela antecipada. Em 11 de julho de 2005 foi deferida a concessão de tutela antecipada para que a Funcesp voltasse a processar os pagamentos de benefícios decorrentes da Lei Estadual 4.819/58, segundo o respectivo regulamento, da forma realizada até dezembro de 2003, figurando a Companhia como intermediária entre SEFAZ-SP e Funcesp.

Atualmente a Ação Civil Pública e a presente Ação Coletiva tramitam apensadas na Justiça Comum por força de decisão obtida pela Companhia em conflito de competência perante o STF.

Por força da decisão do Conflito de Competência mencionado acima, a Ação Coletiva foi recebida na 2ª Vara da Fazenda Pública em 20 de Maio de 2016 e, no dia 30 de maio de 2016, foi proferida sentença cassando a liminar que obrigava a Companhia no pagamento das parcelas mensais, extinguindo-se os pedidos inerentes ao processamento da folha e, julgando improcedente o pedido de ressarcimento de eventuais diferenças devidas aos aposentados e pensionistas da Lei 4.819/58.

A SEFAZ-SP retomou a folha de pagamento a partir de junho de 2016, contudo, após interposição de Recurso de Apelação, a AAFC requereu ao TJ/SP atribuição de efeito suspensivo ao recurso, o que foi concedido em 27 de junho de 2016.

Após manifestação das partes, em 22 de julho de 2016, foi proferida nova decisão esclarecendo que a liminar trabalhista deve ser mantida até que seja proferida decisão no recurso da AAFC.

O TJ/SP, em julgamento realizado em 02 de agosto de 2017, por decisão unânime (Três votos a zero) confirmou a sentença de improcedência, condenou a AAFC por litigância de má fé e revogou a liminar.

Cumprindo a decisão unânime acima, A XXXXX enviou ofício em 08 de agosto para a Companhia informando a assunção da folha de pagamento dos aposentados e pensionistas da Lei 4819/58 a partir de agosto de 2017. A AAFC interpôs Recursos contra a decisão unânime do TJ/SP, sendo um recurso especial para o STJ e um recurso extraordinário para o STF, ambos com pedido de liminar para suspender os efeitos da decisão unânime do TJ/SP.

O TJ/SP, em 18 de Outubro de 2017 e, o STJ, em 31 de outubro de 2017, negaram a liminar pleiteada pela AAFC. Contudo, o STF concedeu a liminar suspendendo os efeitos do acórdão proferido pelo TJ/SP e mandando que as requeridas procedam como faziam antes do julgamento do tema pelo TJ/SP e até que o STF analise o mérito da questão.

Em razão da liminar, a SEFAZ determinou o processamento da folha pela FUNCESP a partir de dezembro de 2017.

Em dezembro de 2017, a Companhia recorreu da decisão liminar do STF ainda pendente de julgamento. Os Recursos Especiais e Extraordinários apresentados pela AAFC estão pendentes de julgamento.

(c) Ação de cobrança

A SEFAZ-SP vem repassando à Companhia, desde setembro de 2005, valor inferior ao necessário para o fiel cumprimento da citada decisão liminar da 49ª Vara do Trabalho, citada no item “(b)” acima.

Por força dessa decisão, a Companhia repassou à Funcesp no período de janeiro de 2005 a março de 2018, o valor de R$4.024.341 para pagamento de benefícios da Lei Estadual 4.819/58, tendo recebido da SEFAZ-SP o valor de R$2.416.350 para a mesma finalidade. A diferença entre os valores repassados à

Funcesp e ressarcidos pela SEFAZ-SP, no montante de R$1.607.991 (nota 8 (a)), tem sido requerida pela Companhia para ressarcimento por parte da SEFAZ-SP. Adicionalmente, há valores relacionados a ações trabalhistas quitados pela Companhia e de responsabilidade da SEFAZ-SP, no montante de R$271.383 (nota 8 (b)), perfazendo um total de R$1.879.374.

Em dezembro de 2010, a Companhia ingressou com ação de cobrança contra a SEFAZ-SP, visando reaver os valores não recebidos. Após decisão que extinguiu o processo sem analisar seu mérito em maio de 2013. Tal decisão foi mantida pelo TJ/SP em julgamento de dezembro de 2014.

A Companhia apresentou recurso e, em 31 de agosto de 2015, o TJ/SP deu provimento ao recurso da Companhia e condenou a SEFAZ-SP a efetuar os repasses da complementação de aposentadoria e pensão nos termos dos ajustes firmados com a Companhia e das leis de regência, com exceção das verbas glosadas.

Pretendendo que as verbas glosadas sejam incorporadas à decisão, a Companhia apresentou novo recurso para esclarecimentos, o que foi acolhido pelo TJ/SP em julgamento de 1 de fevereiro de 2016, que manteve a decisão de 31 de agosto de 2015 e determinou a aferição, na fase de acertamento, dos valores pendentes de repasse pela SEFAZ-SP.

A SEFAZ-SP, em 7 de março de 2016, apresentou recurso que foi rejeitado em julgamento ocorrido em 04 de julho de 2016, mantendo-se a condenação da SEFAZ-SP que apresentou novo recurso especial também rejeitado pelo TJ/SP em 05 de junho de 2017.

Após o Recurso Especial não ser admitido pelo TJ/SP a SEFAZ apresentou novo recurso que aguarda remessa para o STJ.

Posicionamento CTEEP

A Companhia continua empenhada em obter decisão judicial definitiva que mantenha o procedimento de pagamento direto da folha de benefícios da Lei Estadual 4.819/58 pela SEFAZ-SP. A Companhia reitera também o entendimento da sua área jurídica e de seus consultores jurídicos externos de que as despesas decorrentes da Lei Estadual 4.819/58 e respectivo regulamento são de responsabilidade integral da SEFAZ-SP e prossegue na adoção de medidas adicionais para resguardar os interesses da Companhia.

Tendo em vista os fatos ocorridos durante 2013, sobretudo relacionados ao andamento jurídico do processo relacionado à cobrança dos valores devidos pela SEFAZ-SP, acima descrito, e considerando o andamento jurídico dos demais processos e ações acima mencionados, a Administração da Companhia reconheceu, em 2013, e julga adequada, provisão para perdas sobre a realização de créditos de parte dos valores a receber, para a qual há expectativa de aumento no prazo de realização e ainda não contemplada como sendo de responsabilidade exclusiva da SEFAZ-SP.

A Administração segue monitorando os novos fatos relacionados à parte jurídica e negocial do assunto, bem como qualquer impacto sobre as informações financeiras da Companhia.

33 Evento subsequente

(a) Fato Relevante – Aquisição societária

Conforme fato relevante divulgado em 06 de abril de 2018, a Companhia celebrou com a Cymi Construções e Participações S.A (CYMI) contrato para a aquisição de 50,00% menos 1 ação do capital social total da Interligação Elétrica Sul S.A (IESUL). A aquisição ocorrerá pelo montante de R$20.075, á vista, corrigido por ocasião do fechamento da operação pelo IPCA/IBGE. O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) aprovou a transação sem restrições, conforme despacho publicado no Diário Oficial da União de 30 de abril de 2018. A conclusão da operação e a efetiva aquisição estarão sujeitas a aprovação do Órgão Regulador – ANEEL e anuência de determinados terceiros.

(b) Assembleia Geral Ordinária (AGO)

Em 12 de abril de 2018, a Assembleia Geral Ordinária da Companhia, aprovou crédito aos acionistas na forma de dividendos no montante de R$84.693 correspondentes a R$0,514164 por ação de ambas as espécies e liquidação financeira em 15 de junho de 2018.

(c) Ação de cobrança da Eletrobras contra a Eletropaulo

Em abril de 2018, foi proferido despacho homologando o acordo firmado entre Eletrobras e Eletropaulo excluindo a Companhia do processo judicial de ação de cobrança da Eletrobras contra a Eletropaulo e EPTE, quanto à responsabilidade pelo pagamento do saldo de encargos financeiros referentes ao empréstimo concedido pela Eletrobras à Eletropaulo. Esclarecendo ainda o juízo que em eventual descumprimento do acordo caberá a Eletropaulo o pagamento integral do saldo remanescente. Desta decisão ainda cabem recursos.

(d) Emissão de Debêntures

Conforme comunicado ao mercado de 4 de maio de 2018, a Companhia concluiu captação de recursos através da 7ª emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, em série única, com o valor total da emissão em R$621.000 e vencimento em 2025.