Transição Energética no Brasil - Geografia (2024)

UNOPAR

Alessandra Nascimento 09/10/2024

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<p>Transição</p><p>energética</p><p>impulsiona</p><p>o nosso futuro</p><p>A energia eólica é uma das principais fontes da matriz</p><p>energética e possui papel fundamental no processo de</p><p>transição energética em nosso país. Por meio dela, temos</p><p>participações em 11 parques eólicos, distribuídos em três</p><p>estados brasileiros e iniciamos a construção do Complexo</p><p>Eólico Serra da Palmeira, um empreendimento que faz parte</p><p>da ampliação de fontes renováveis que temos investido,</p><p>visando estimular a agenda de descarbonização e combate</p><p>às mudanças climáticas. Juntamente, trabalhamos em</p><p>parques de energia solar com a construção do Complexo</p><p>Solar Fotovoltaico Arinos, em Minas Gerais, para, em breve,</p><p>complementar nosso portfólio com mais esta fonte</p><p>renovável de energia.</p><p>ctgbr.com.br</p><p>Saiba mais em</p><p>ctgbr.com.br/operacoes</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 1</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>Demonstrações</p><p>Financeiras 2023</p><p>China Three</p><p>Gorges Brasil</p><p>Energia S.A.</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 2</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>Senhores acionistas e debenturistas,</p><p>A Administração da China Three Gorges Brasil Energia S.A. (“Companhia” ou “CTG</p><p>Brasil”) submete à apreciação dos senhores o relatório das principais atividades no</p><p>exercício de 2023, em conjunto com as Demonstrações Financeiras elaboradas de</p><p>acordo com a legislação societária brasileira.</p><p>Por liberalidade, as Demonstrações Financeiras foram submetidas à verificação</p><p>independente, prestada pela PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes</p><p>(PwC), atendendo à Resolução CVM 162/22. Também em atendimento à Resolução</p><p>CVM 162/22, informamos que a empresa contratada para auditoria das Demonstrações</p><p>Contábeis, assim como pessoas a ela ligadas, não prestaram quaisquer outros serviços</p><p>que não sejam os de auditoria externa.</p><p>Além deste documento, a CTG Brasil divulga em seu site institucional o Relatório de</p><p>Sustentabilidade, elaborado de acordo com as Normas GRI e que abrange indicadores</p><p>socioambientais estabelecidos pela Aneel.</p><p>MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO</p><p>O ano de 2023 foi marcado pela entrega de notáveis resultados financeiros e</p><p>operacionais, além de avanços em nossa estratégia de diversificação de portfólio,</p><p>confirmando nosso compromisso de longo prazo com o País.</p><p>Encerramos o ano com uma receita operacional líquida acima de R$ 6 bilhões e um</p><p>EBITDA de R$ 4,3 bilhões. Alcançamos uma margem EBITDA de 72%, aumentando a</p><p>margem líquida em 6% e gerando um lucro líquido de R$ 2,7 bilhões. Estes indicadores,</p><p>juntamente com a classificação AAA pela agência Moodys, atestam nossa robustez</p><p>financeira e a excelência de nossa gestão.</p><p>O ano foi marcado também pelo início das obras do complexo solar fotovoltaico Arinos,</p><p>em Minas Gerais, e do complexo eólico Serra da Palmeira, na Paraíba. Estes</p><p>empreendimentos, programados para entrar em operação a partir de 2025, aumentarão</p><p>nossa capacidade de comercialização de energia e ajudarão a mitigar o risco hidrológico</p><p>em nossa operação hidrelétrica.</p><p>No mês de setembro concluímos a venda do complexo eólico Dom Inocêncio Sul,</p><p>situado no Piauí. Essa decisão foi tomada em função de restrições de transmissão, e</p><p>implicou na devolução do parque ao desenvolvedor original, com reembolso dos valores</p><p>iniciais. Esta medida, combinada com os projetos em curso, reflete nosso compromisso</p><p>com uma sólida disciplina de investimentos, mantendo uma relação equilibrada de risco</p><p>e retorno.</p><p>Ao longo do ano, focamos ainda no aprimoramento de nossas políticas e processos,</p><p>visando os mais altos níveis de ética, transparência e integridade, culminando na</p><p>certificação nas normas ISO 37.001 e ISO 37.301, que atestam nossa excelência em</p><p>práticas de compliance, antissuborno e gestão.</p><p>Por fim, é com grande satisfação que celebramos os 10 anos de presença nossa no</p><p>Brasil, um marco que reflete uma trajetória de sucesso e dedicação contínua a geração</p><p>de energia limpa e renovável em larga escala.</p><p>Após uma década de trabalho árduo, nos orgulhamos de ter construído uma empresa</p><p>sólida e pautada em valores éticos e humanos. Temos uma base de ativos invejável e</p><p>uma equipe comprometida, que são a base para um crescimento ainda mais expressivo</p><p>e novas conquistas nos anos que virão.</p><p>Zhang Liyi</p><p>CEO da CTG Brasil</p><p>PERFIL DA CTG BRASIL</p><p>A CTG Brasil nasceu em 2013 como parte da estratégia de internacionalização da</p><p>China Three Gorges Corporation, uma das líderes mundiais em geração de energia</p><p>limpa. Atualmente, é uma das maiores geradoras de energia do País, com capacidade</p><p>instalada controlada e proporcional de 8,3 GW.</p><p>A Companhia opera 12 usinas hidrelétricas (UHEs) e duas pequenas centrais</p><p>hidrelétricas (PCHs) por meio de quatro empresas operacionais controladas diretas e</p><p>indiretas: Rio Paraná, Rio Paranapanema, Rio Canoas e Rio Verde. Além disso, conta</p><p>com duas comercializadoras de energia e possui participação acionária em três usinas</p><p>hidrelétricas (Santo Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel) e em cinco</p><p>grupos de usinas eólicas no Brasil, sendo eles: Parque Eólico Elebrás Cidreira I, em</p><p>Tramandaí (RS); no município de Água Doce (SC), funciona o homônimo Parque Eólico</p><p>Água Doce e o Parque Eólico Horizonte; já no estado do Rio Grande do Norte, estão os</p><p>Parques Eólicos Baixa do Feijão I, II, III e IV, e os Parques Eólicos Aroeira, Jericó,</p><p>Umbuzeiros e Aventura I.</p><p>Dentro da perspectiva de longo prazo que norteia sua atuação, a empresa consolidou</p><p>em 2023 um passo decisivo na estratégia de expansão com o andamento dos primeiros</p><p>empreendimentos greenfield no País. O complexo solar fotovoltaico Arinos, localizado</p><p>no Noroeste de Minas Gerais, e o complexo eólico Serra da Palmeira, no Seridó</p><p>Paraibano, com previsão de início do funcionamento para 2024 e 2025 respectivamente,</p><p>adicionarão cerca de 1 GW de potência ao parque gerador da Companhia.</p><p>MAPA DE OPERAÇÕES</p><p> USINAS HIDRELÉTRICAS (UHES) CONTROLADAS DIRETAMENTE</p><p>1. UNE SALTO: 116 MW - OPERADA PELA RIO VERDE</p><p>2. UHE ILHA SOLTEIRA: 3.444 MW - OPERADA PELA RIO PARANÁ</p><p>3. UHE JUPIÁ: 1.551,2 MW - OPERADA PELA RIO PARANÁ</p><p>4. UNE ROSANA: 354 MW - OPERADA PELA RIO PARANAPANEMA</p><p>5. UHE TAQUARUÇU: 525 MW - OPERADA PELA RIO PARANAPANEMA</p><p>6. UHE CAPIVARA: 643 MW - OPERADA PELA RIO PARANAPANEMA</p><p>7. UHE CANOAS I: 82,5 MW - OPERADA PELO RIO PARANAPANEMA</p><p>8. UHE CANOAS II: 72 MW OPERADA PELA RIO PARANAPANEMA</p><p>9. UHE SALTO GRANDE: 73,8 MW - OPERADA PELA RIO PARANAPANEMA</p><p>10. UHE CHAVANTES: 414 MW - OPERADA PELA RIO PARANAPANEMA</p><p>11. UHE JURUMIRIM: 100,9 MW - OPERADA PELA RIO PARANAPANEMA</p><p>12. UHE GARIBALDI: 191,9 MW - OPERADA PELA RIO CANOAS</p><p> PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS (PCHS)</p><p>13. PCH PALMEIRAS: 16,5 MW - OPERADA PELA RIO PARANAPANEMA</p><p>14. PCH RETIRO: 16 MW - OPERADA PELA RIO PARANAPANEMA</p><p> USINAS HIDRELÉTRICAS (UHES) COM PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA</p><p>15. UHE CACHOEIRA CALDEIRÃO: 219 MW - PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA DA CTG BRASIL: 50%</p><p>16. UHE SANTO ANTÔNIO DO JARI: 392,5 MW - PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA DA CTG BRASIL 50%</p><p>17. UHE SÃO MANOEL: 735,84 MW - PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA DA CTG BRASIL: 33,33%</p><p> PARQUES EÓLICOS COM PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA</p><p>PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA DA CTG BRASIL 49%</p><p>18. PARQUES EÓLICOS AROEIRA, JERICÓ, UMBUZEIROS E AVENTURA I: 126,9 MW</p><p>19. PARQUES EÓLICOS BAIXA DO FEIJÃO I, II, III E IV: 120 MW</p><p>20. PARQUE EÓLICO HORIZONTE: 4,8 MW</p><p>21. PARQUE EÓLICO ÁGUA DOCE: 9 MW</p><p>22. PARQUE EÓLICO TRAMANDAÍ: 70 MW</p><p> SEDE CORPORATIVA</p><p>23. SÃO PAULO (SP)</p><p>24. FILIAL CURITIBA</p><p> PROJETOS EM IMPLEMENTAÇÃO</p><p>25. COMPLEXO SOLAR FOTOVOLTAICO ARINOS (EM CONSTRUÇÃO)</p><p>26. COMPLEXO EÓLICO SERRA DA PALMEIRA (EM CONSTRUÇÃO)</p><p>15</p><p>16</p><p>17</p><p>26</p><p>25</p><p>13</p><p>14</p><p>1819</p><p>21</p><p>20</p><p>24</p><p>23</p><p>12</p><p>74</p><p>3</p><p>2</p><p>1</p><p>5 6</p><p>22</p><p>8</p><p>9</p><p>10</p><p>11</p><p>GUIA DE ATUAÇÃO</p><p>Refletindo a cultura corporativa da CTG Brasil, seu propósito de</p><p>nº 14.896 que altera o término da vigência do prazo de concessão</p><p>da PCH Palmeiras, pertencente a Controlada indireta Rio Paranapanema Energia S.A., acrescentando 2.555 dias em sua concessão.</p><p>A antiga Controlada indireta Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda. foi incorporada pela Rio Paranapanema Energia S.A. conforme nota</p><p>explicativa nº 1.8.3.</p><p>1.3.1.2. Usinas Fotovoltaicas (UFV) e Centrais Geradoras Eólicas (EOL)</p><p>A tabela a seguir demonstra as resoluções autorizativas das controladas:</p><p>Controladas</p><p>Contrato de</p><p>concessão</p><p>Aneel/</p><p>Resolução</p><p>autorizativa</p><p>Aneel Usina Tipo UF</p><p>Capacidade</p><p>instalada</p><p>(MW)</p><p>Início da</p><p>concessão/</p><p>autorização</p><p>Vencimento</p><p>concessão/</p><p>autorização</p><p>Usina Fotovoltaica Arinos C 1 Ltda. N° 10.168/2021 Arinos 1 UFV MG 48,1 22/06/2021 22/06/2056</p><p>Usina Fotovoltaica Arinos C 2 Ltda. N° 10.169/2021 Arinos 2 UFV MG 48,1 22/06/2021 22/06/2056</p><p>Usina Fotovoltaica Arinos C 4 Ltda. N° 10.171/2021 Arinos 4 UFV MG 48,1 22/06/2021 22/06/2056</p><p>Usina Fotovoltaica Arinos C 8 Ltda. N° 10.175/2021 Arinos 8 UFV MG 48,1 22/06/2021 22/06/2056</p><p>Usina Fotovoltaica Arinos C 9 Ltda. N° 10.176/2021 Arinos 9 UFV MG 48,1 22/06/2021 22/06/2056</p><p>Usina Fotovoltaica Arinos C 10 Ltda. N° 10.177/2021 Arinos 10 UFV MG 48,1 22/06/2021 22/06/2056</p><p>Usina Fotovoltaica Arinos C 32 Ltda. N° 11.413/2022 Arinos 32 UFV MG 48,1 01/04/2022 01/04/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 1 Ltda. N° 11.823/2022 Serra da Palmeira I EOL PB 36,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 2 Ltda. N° 11.824/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira II EOL PB 30,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Controladas</p><p>Contrato de</p><p>concessão</p><p>Aneel/</p><p>Resolução</p><p>autorizativa</p><p>Aneel Usina Tipo UF</p><p>Capacidade</p><p>instalada</p><p>(MW)</p><p>Início da</p><p>concessão/</p><p>autorização</p><p>Vencimento</p><p>concessão/</p><p>autorização</p><p>Serra da Palmeira Energia 3 Ltda. N° 11.825/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira III EOL PB 24,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 4 Ltda. N° 11.826/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira IV EOL PB 30,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 5 Ltda. N° 11.827/2022</p><p>Serra</p><p>da Palmeira V EOL PB 36,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 6 Ltda. N° 11.828/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira VI EOL PB 24,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 7 Ltda. N° 11.829/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira VII EOL PB 30,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 8 Ltda. N° 11.830/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira VIII EOL PB 24,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 9 Ltda. N° 11.831/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira IX EOL PB 24,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 10 Ltda. N° 11.832/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira X EOL PB 30,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 11 Ltda. N° 11.833/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira XI EOL PB 24,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 12 Ltda. N° 11.834/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira XII EOL PB 24,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 13 Ltda. N° 11.835/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira XIII EOL PB 42,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 14 Ltda. N° 11.836/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira XIV EOL PB 24,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 15 Ltda. N° 11.837/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira XV EOL PB 36,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 16 Ltda. N° 11.838/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira XVI EOL PB 24,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 17 Ltda. N° 11.839/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira XVII EOL PB 30,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 18 Ltda. N° 11.840/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira XVIII EOL PB 18,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 19 Ltda. N° 11.841/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira XIX EOL PB 30,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 20 Ltda. N° 11.842/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira XX EOL PB 24,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 21 Ltda. N° 11.843/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira XXI EOL PB 24,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 22 Ltda. N° 11.844/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira XXII EOL PB 24,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>Serra da Palmeira Energia 23 Ltda. N° 11.845/2022</p><p>Serra da</p><p>Palmeira XXIII EOL PB 36,0 12/05/2022 12/05/2057</p><p>984,8</p><p>1.4. Revisão das garantias físicas das usinas hidrelétricas</p><p>1.4.1. Revisão da garantia física de 2017</p><p>Em 2017 houve revisão ordinária de garantia física, com a publicação da Portaria nº 178 que definiu os novos valores de garantia</p><p>física de energia das UHEs despachadas centralizadamente, válidos a partir de 1º de janeiro de 2018. Assim, a partir desta data,</p><p>houve uma redução de aproximadamente 5% da garantia física da Controlada Rio Paranapanema em relação à garantia física</p><p>vigente em dezembro de 2017.</p><p>Em 2 de fevereiro de 2018, a Controlada Rio Paranapanema ajuizou duas ações perante a Justiça Federal do Distrito Federal em</p><p>face da União Federal, com pedido de liminar para suspender a aplicação desta portaria e questionar os parâmetros de garantia</p><p>física. Em ambas as ações, as liminares não foram concedidas em primeira instância.</p><p>Entre os anos de 2018 e 2020, a Controlada Rio Paranapanema obteve liminares para afastar a aplicabilidade da Portaria em relação</p><p>às UHEs, no entanto as sentenças proferidas em 2019 foram desfavoráveis, das quais houve apelação.</p><p>Em 16 de dezembro de 2020, foi proferida decisão judicial em sede de apelação que confirmou e estabilizou o efeito da liminar da</p><p>Controlada Rio Paranapanema no sentido de não se aplicar os efeitos da Portaria nº 178/2017.</p><p>Em 16 de agosto de 2022, houve o julgamento da apelação interposta pela Controlada Rio Paranapanema, referente a ação que</p><p>tratava a legitimidade da revisão de garantia física ocorrida em 2017, a votação foi favorável à Controlada Rio Paranapanema em 4</p><p>votos a 1, na 6ª Turma do Tribunal Regional Federal da Primeira Região (TRF1), que deu provimento ao recurso da Controlada Rio</p><p>Paranapanema, visto que o entendimento do colegiado é de que as UHEs já tiveram suas garantias físicas revistas em 2013 e 2015,e</p><p>por isso não caberia nova revisão. Contra essa decisão cabe recurso direcionado aos Tribunais Superiores.</p><p>Para mais informações, consultar nota explicativa nº 15.</p><p>1.4.2. Revisão da garantia física de 2022</p><p>O Decreto nº 2.655/98 estabelece revisões ordinárias de garantia física das usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente a</p><p>cada cinco anos, ou revisões extraordinárias em caso de fatos relevantes, sendo que a revisão ordinária anterior de todo Sistema</p><p>ocorreu em 2017, com vigência da garantia física publicada para o período entre 2018 e 2022. Em 2022 o Ministério de Minas e</p><p>Energia (MME) conduziu a revisão ordinária das garantias físicas das usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente, com</p><p>vigência a partir de 2023. Durante o processo, o MME abriu duas Consultas Públicas sobre o tema, para discutir, entre outros,</p><p>parâmetros de entrada para o cálculo, como índices de disponibilidade das usinas.</p><p>Em 02 de dezembro de 2022 o MME publicou a Portaria nº 709 com os valores revistos de Garantia Física de Energia das Usinas</p><p>Hidrelétricas despachadas centralizadamente no Sistema Interligado Nacional (SIN), com início de vigência a partir de 1º de janeiro</p><p>de 2023, conforme nota explicativa nº 1.3.</p><p>A adoção do período crítico de hidrologia relativo aos anos de 1949 a 1956 no cálculo da revisão causou um efeito de redução dos</p><p>montantes de garantia física de diversas usinas do SIN, dentre elas, as usinas do Grupo.</p><p>Por essa razão, em 29 de dezembro de 2022 o Grupo ingressou com um pedido de tutela antecipada para as Controladas Rio</p><p>Paranapanema e Rio Canoas, para que fosse reconhecida a inaplicabilidade do período crítico de 1949 a 1956 e, alternativamente,</p><p>que fossem suspensos, até o julgamento do mérito, os efeitos da revisão ordinária conforme a Portaria 709/2022. O pedido de tutela</p><p>antecipada em que se pleiteava a suspensão dos efeitos da Portaria foi indeferido em decisão proferida pelo juiz de primeira instância</p><p>em 13 de março de 2023.</p><p>Em razão deste indeferimento, os efeitos da Portaria contemplando a revisão das garantias físicas das usinas hidrelétricas do Grupo</p><p>estão sendo integralmente aplicados neste momento, ou seja, em</p><p>caso de perda dessa ação, não haverá ajustes na garantia física.</p><p>Em 27 de março de 2023, o Grupo protocolou agravo de instrumento contra a decisão de indeferimento da tutela antecipada nas</p><p>empresas Controladas Rio Paranapanema e Rio Canoas, bem como o pedido principal da ação, os quais aguardam decisão judicial.</p><p>Caso o Grupo tenha sucesso na ação, ocorrerá o aumento da garantia física.</p><p>1.5. Decisão STF sobre a coisa julgada em casos tributários</p><p>Em 08 de fevereiro de 2023, o Supremo Tribunal Federal (STF) concluiu o julgamento sobre a “coisa julgada” em tributos recolhidos</p><p>de forma continuada, definindo que a decisão proferida em processos individuais com trânsito em julgado, cessa imediatamente os</p><p>seus efeitos quando proferida decisão pela Suprema Corte, em sentido contrário, em ação direta de constitucionalidade ou em sede</p><p>de repercussão geral. Nesse mesmo julgamento, o STF rejeitou o pedido de modulação de efeitos da decisão, determinando o</p><p>recolhimento dos valores passados, desde que respeitado o prazo de prescrição. O Grupo avaliou a decisão e concluiu que não</p><p>existem impactos nas demonstrações financeiras em decorrência de tal decisão.</p><p>1.6. Diferença de alíquota Pis e Cofins - Rio Paraná</p><p>Em ação de fiscalização promovida pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a Agência emitiu o Despacho nº 497 de 28</p><p>de fevereiro de 2023, determinando à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o recálculo e recontabilização do</p><p>valor dos Impostos e Contribuições (VIC) para o período entre janeiro de 2016 a janeiro de 2022, a ser pago pela Controlada Rio</p><p>Paraná à CCEE em função das diferenças na apuração das alíquotas adotadas, com exceção ao mês de março de 2016, em que</p><p>não houve divergência das alíquotas informadas, referentes às usinas hidrelétricas comprometidas com Contratos de Cota de</p><p>Garantia Física (CCGF) outorgadas à Controlada Rio Paraná.</p><p>Considerando que há discussão sub judice entre a Receita Federal e a Controlada Rio Paraná, na qual discute-se o regime tributário</p><p>imputado a ela no ano de 2016, a Controlada Rio Paraná protocolou Pedido de Reconsideração cumulado com pedido de efeito</p><p>suspensivo na Aneel em 10 de março de 2023 requerendo a suspensão temporária da aplicação do Despacho nº 497/2023 até o</p><p>trânsito em julgado da ação na esfera judicial. Alternativamente, a Controlada Rio Paraná pleiteou o entendimento da Agência quanto</p><p>à emissão de novo comando determinando a devolução dos valores pagos à CCEE em função do Despacho nº 497/2023 no caso</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 7</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)continuação</p><p>continua</p><p>de seu enquadramento no Regime Não Cumulativo, situação em que deverá repassar os valores das alíquotas então pagos à CCEE,</p><p>à Receita Federal.</p><p>Na 16ª sessão da Reunião Pública Ordinária da Diretoria, a Aneel ratificou a determinação para que a CCEE proceda ao “recálculo</p><p>e recontabilização da (VIC) pagos pelas distribuidoras cotistas no período acima citado, referentes às usinas hidrelétricas outorgadas</p><p>à Controlada Rio Paraná” através do Despacho Aneel nº 1.326, publicado no Diário Oficial da União em 23 de maio de 2023.</p><p>Com isso, confirmou-se a realização da reapuração dos valores de PIS/COFINS incidentes sobre a receita fixa das usinas que</p><p>participam do regime de CCGF, realizada pela CCEE para a competência junho e liquidada em julho de 2023.</p><p>Conforme a 16ª sessão da Reunião Pública Ordinária da Diretoria, houve o cumprimento dos Despachos n° 239/23, n° 240/23,</p><p>n° 241/23, n° 495/23, n° 496/23 e n° 497/23 que determinaram à CCEE o recálculo e recontabilização dos valores de VIC de janeiro</p><p>de 2016 a janeiro de 2022 referente aos ajustes de PIS/COFINS, resultando na dedução de R$ 155,5 milhões na liquidação da</p><p>receita de cotas referente ao mês de junho, registrada em julho de 2023. A partir da apuração inicial houve uma nova revisão da</p><p>apuração com liquidação complementar de R$ 20,3 milhões, em outubro de 2023 conforme nota explicativa nº 24.</p><p>1.7. Atualização da receita anual de geração - (RAG) ciclo 2023/2024 - Rio Paraná</p><p>Foi publicada em 18 de julho de 2023 Resolução Homologatória nº 3.225/2023 para a RAG referente ao período de julho de 2023</p><p>até junho de 2024, devido aos excelentes índices de disponibilidade das UHEs Ilha Solteira e Jupiá, diante da gestão e evolução do</p><p>projeto de modernização das usinas, houve um acréscimo de R$ 31,4 milhões na RAG correspondente à parcela de ajuste pela</p><p>indisponibilidade Apurada ou Desempenho Apurado (AjI) que afere o padrão de qualidade da UHE.</p><p>1.8. Incorporações</p><p>1.8.1. Incorporação do acervo contábil da CTG Serviços Administrativos Ltda.</p><p>Em 01 de setembro de 2023, foi aprovada em Assembleia Geral Extraordinária (AGE) a incorporação do acervo líquido contábil da</p><p>CTG Brasil Serviços Administrativos Ltda. (Incorporada), avaliado na data-base de 31 de julho de 2023, por meio do laudo de</p><p>avaliação independente, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.</p><p>A incorporação consistiu na absorção pela Companhia, da sociedade incorporada com todos os seus ativos e passivos, sendo que</p><p>a Companhia sucedeu a Incorporada em todos os direitos e obrigações existentes, nos termos do artigo 227 da Lei 6.404/1976.</p><p>Considerando o fato da Incorporada ser uma Sociedade não operacional, a presente transação foi o melhor caminho para se</p><p>alcançar maior eficiência administrativa, operacional e tributária para o Grupo, simplificando a estrutura societária no Brasil e</p><p>reduzindo os custos e despesas administrativos da Companhia.</p><p>A Incorporação ocorreu sem a necessidade de aumento de capital e sem atribuições de ações da Companhia.</p><p>O acervo líquido da Incorporada foi reconhecido contabilmente em 01 de setembro de 2023 referente à data-base de 31/08/2023.</p><p>Como consequência dessa ação, foi registrado na incorporadora todos os ativos e passivos assumidos que estavam representados</p><p>na conta de investimentos, referentes à participação no capital social da Incorporada.</p><p>1.8.1.1. Acervo líquido incorporado</p><p>Ativo 31/08/2023</p><p>Circulante</p><p>Caixa e equivalentes de caixa 8.832</p><p>Tributos a recuperar 323</p><p>Outros créditos 8</p><p>Total do ativo circulante 9.163</p><p>Não circulante</p><p>Realizável a longo prazo</p><p>Tributos diferidos 146</p><p>Depósitos judiciais 18</p><p>164</p><p>Imobilizado 328</p><p>Total do ativo não circulante 492</p><p>Total do ativo 9.655</p><p>Passivo 31/08/2023</p><p>Circulante</p><p>Fornecedores 1</p><p>Tributos a recolher 160</p><p>Total do passivo circulante 161</p><p>Não circulante</p><p>Provisões para riscos 429</p><p>Total do passivo não circulante 429</p><p>Total do passivo 590</p><p>Acervo líquido contábil 9.065</p><p>O acervo líquido contábil incorporado pela Companhia foi reconhecido através da baixa do investimento.</p><p>1.8.2. Incorporação do acervo contábil da Controlada indireta Rio Paraná Eclusas Ltda.</p><p>Em 01 de setembro de 2023, foi aprovada em Assembleia Geral Extraordinária (AGE) na Controlada Rio Paraná Energia S.A. a</p><p>incorporação do acervo líquido contábil da Rio Paraná Eclusas Ltda. (Incorporada), avaliado na data base de 31 de julho de 2023,</p><p>por meio do laudo de avaliação independente, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.</p><p>Considerando o fato da Incorporada ser uma Sociedade não mais operacional, a presente transação, constitui no entendimento da</p><p>Diretoria, o melhor caminho para se alcançar maior eficiência administrativa, operacional e tributária para o Grupo, simplificando a</p><p>estrutura societária no Brasil.</p><p>A Incorporação ocorreu sem a necessidade de aumento</p><p>de capital e sem atribuições de ações da Rio Paraná Energia S.A.</p><p>O acervo líquido da Incorporada, foi reconhecido contabilmente em 01 de setembro de 2023 referente a data-base de 31/08/2023.</p><p>Como consequência dessa ação, foi registrado na incorporadora todos os ativos e passivos assumidos que estavam representados</p><p>na conta de investimentos, referentes à participação no capital social da Incorporada.</p><p>1.8.3. Incorporação do acervo contábil da Controlada indireta Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda.</p><p>Em 01 de dezembro de 2023, foi aprovada em Assembleia Geral Extraordinária (AGE) na Controlada indireta Rio Paranapanema</p><p>Energia S.A. a incorporação do acervo líquido contábil da Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda. (Incorporada), avaliado na data-base de</p><p>31 de agosto de 2023, por meio do laudo de avaliação independente, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.</p><p>Por meio do Despacho Aneel nº 4.907 de 14 de dezembro de 2023, publicado no Diário Oficial da União em 22 de dezembro de 2023,</p><p>a Aneel anuiu o pedido de transferência das autorizações das PCHs Retiro e Palmeiras, anteriormente detidas pela Rio Sapucaí-</p><p>Mirim Energia Ltda. para a Rio Paranapanema Energia S.A. Com esta operação a Rio Paranapanema Energia passa a ser a titular</p><p>dos diretos e obrigações intrassetoriais relativas a esses ativos.</p><p>A incorporação consistiu na absorção pela Controlada indireta Rio Paranapanema Energia S.A., da sociedade incorporada com</p><p>todos os seus ativos e passivos, sendo que a Controlada indireta Rio Paranapanema Energia S.A. sucedeu a Incorporada em todos</p><p>os direitos e obrigações existentes, nos termos do artigo 227 da Lei 6.404/1976.</p><p>A Controlada indireta Rio Paranapanema Energia S.A. e a Incorporada são sociedades do mesmo grupo econômico, sendo a</p><p>Controlada indireta Rio Paranapanema Energia S.A. a única quotista da incorporada.</p><p>1.9. Companhias controladas:</p><p>1.9.1. Rio Paraná Energia S.A.</p><p>O Grupo detém 66,67% da Controlada Rio Paraná Energia S.A. (Rio Paraná), uma sociedade anônima de capital aberto, com sede</p><p>na cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, listada na Comissão de Valores Mobiliários (CVM) com registro na categoria B, que</p><p>possui o contrato de concessão nº 01/2016 firmado com o Ministério de Minas e Energia - MME, com prazo de 30 anos, contados a</p><p>partir de 01 de julho de 2016, advindo do leilão E-1/E-2 nº 12/2015, realizado para outorga da concessão mediante a contratação de</p><p>serviço de geração de energia elétrica, pelo menor valor do somatório do custo de Gestão dos Ativos de Geração (GAG) e do</p><p>Retorno da Bonificação pela Outorga (RBO), os quais compõe sua remuneração, denominada de Receita Anual de Geração (RAG).</p><p>O contrato de concessão regula a concessão de energia elétrica da Usina Hidrelétrica Jupiá e da Usina Hidrelétrica Ilha Solteira.</p><p>1.9.2. Rio Verde Energia S.A.</p><p>Rio Verde Energia S.A. (Rio Verde) é uma sociedade anônima de capital fechado, com sede na cidade de Curitiba, Estado do Paraná.</p><p>Na condição de produtora independente de energia elétrica tem por objeto social a implantação, a produção, a comercialização de</p><p>energia elétrica e a instalação da linha de transmissão de interesse restrito à central geradora de energia elétrica, mediante</p><p>concessão para exploração do potencial energético denominado Usina Hidrelétrica Salto (“UHE Salto” ou “Usina”), localizada no Rio</p><p>Verde, nos municípios de Itarumã e Caçu, no Estado de Goiás, com potência instalada de 116MW e energia assegurada de</p><p>66,1MWm.</p><p>Foi objeto do leilão nº 001/2002 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) que originou o Contrato de Concessão nº 090/2002</p><p>- Aneel, com prazo de 35 anos, contados a partir de 11 de dezembro de 2002 (término da concessão em 11 dezembro de 2037),</p><p>podendo ser prorrogado mediante o cumprimento, pela Rio Verde, das condições estabelecidas pelo contrato de concessão. Com</p><p>assinatura do 5º termo do aditivo do contrato de concessão e o acordo do GSF, o término da concessão passou a ser de 06 de abril</p><p>de 2046.</p><p>1.9.3. Rio Canoas Energia S.A.</p><p>Rio Canoas S.A. (Rio Canoas) é uma sociedade anônima de capital fechado, com sede na cidade de Curitiba, Estado do Paraná. Na</p><p>condição de produtora independente de energia elétrica, tem por objeto social a implantação, a produção, a comercialização de</p><p>energia elétrica e a instalação da linha de transmissão de interesse restrito à central geradora de energia elétrica, mediante</p><p>concessão para exploração do potencial energético denominado Usina Hidrelétrica Garibaldi (“UHE Garibaldi”), localizado no Rio</p><p>Canoas, nos municípios de Cerro Negro e Abdon Batista, no estado de Santa Catarina, com potência instalada de 191,9MW e</p><p>energia assegurada de 86,3MWm.</p><p>Foi objeto do leilão A-5 n° 03/2010 da Aneel que originou o contrato de concessão nº 003/2010 - Aneel, com prazo de 35 anos,</p><p>contados a partir de 14 de dezembro de 2010 (término da concessão em dezembro de 2045), na qual a Resolução Autorizativa Aneel</p><p>n° 6087, de 18 de outubro de 2016, Processo 48500.000269/2016-57, alterou o termo final da outorga de concessão da UHE</p><p>Garibaldi, cadastrada sob o Código Único de Empreendimento de Geração (CEG) UHE. PH.SC.030415-8.01, para 19 de julho de</p><p>2046, podendo ser prorrogado mediante o cumprimento, pela Rio Canoas, das condições estabelecidas pelo contrato de concessão.</p><p>Conforme Portaria nº 387, de 19 de dezembro de 2017, da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério</p><p>de Minas e Energia definiu o novo montante da garantia física de energia da UHE Garibaldi, que passou de 83,1MW médio para</p><p>86,3MW médio, com o acréscimo de 3,2MW médio de garantia física. Com isso, passou da potência instalada de 189,0MW para</p><p>191,9MW.</p><p>1.9.4. CTG Brasil Negócios de Energia Ltda.</p><p>CTG Brasil Negócios de Energia Ltda. (CTGNE) é uma sociedade limitada, com sede na cidade de São Paulo, Estado de São Paulo</p><p>e foi constituída em 29 de junho de 2011, na condição de comercializadora de energia elétrica.</p><p>A Sociedade tem por objeto social a comercialização de energia elétrica, prestação de serviços de consultoria técnica e consultiva,</p><p>participar na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), bem como em qualquer outra entidade, associação ou</p><p>organismo associado à comercialização de energia elétrica, participar em outras companhias como quotista ou acionista.</p><p>1.9.5. Rio Paranapanema Participações S.A.</p><p>Paranapanema Participações foi constituída com o objetivo principal de atuar como holding, participando no capital de outras</p><p>sociedades dedicadas às atividades de geração de energia elétrica, além de participar de licitações e/ou leilões de transferência de</p><p>participação acionária de sociedades do setor de energia elétrica, obtendo as correspondentes concessões, permissões ou</p><p>autorizações, podendo, para tanto, desenvolver qualquer das seguintes atividades: estudo, planejamento, projeto, construção e</p><p>operação de sistemas de produção e transformação de energia, especialmente elétrica, as quais são regulamentadas e fiscalizadas</p><p>pela Aneel, vinculada ao MME.</p><p>1.9.5.1. Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. (Rio Paranapanema Energia) é uma sociedade anônima de capital aberto, listada na Comissão de</p><p>Valores Mobiliários (CVM) com registro na categoria A concessionária de uso de bem público, na condição de produtora independente,</p><p>com sede em São Paulo, tem como atividades principais a geração e a comercialização de energia elétrica, tem a capacidade</p><p>instalada em operação de 2.297,8 MW, composta pelos seguintes parques geradores em operação no Estado de São Paulo: Usina</p><p>Hidrelétrica (UHE) Capivara, UHE Chavantes, UHE Jurumirim, UHE Salto Grande, UHE Taquaruçu e UHE Rosana e 49,7% do</p><p>Complexo Canoas, formado pelas UHEs Canoas l e Canoas ll, PCH Retiro e PCH Palmeiras, localizadas no Rio Sapucaí, nos</p><p>Municípios de Guará e São Joaquim da Barra, ambas no Estado de São Paulo.</p><p>1.9.5.2. CTG Brasil Trading Ltda.</p><p>CTG Brasil Trading Ltda. é uma sociedade limitada, estabelecida e domiciliada no Brasil, com sede na cidade de São Paulo - SP.</p><p>Esteve</p><p>com suas atividades operacionais paralisadas desde 2013, quando foi desligada da Câmara de Comercialização de Energia</p><p>Elétrica (CCEE), até setembro de 2020, quanto teve seus registros reativados na Aneel segundo despacho 2.371/2020 e na CCEE</p><p>por meio da reunião 048/2020. Nos termos de seu contrato social, tem como atividades principais a comercialização de energia a</p><p>consumidores livres; a prestação de serviços necessários ou correlatos às atividades de comercialização e importação de energia</p><p>no âmbito do setor elétrico brasileiro e/ou de outros países.</p><p>Em outubro de 2020, a sociedade começou a operar contratos futuros de energia, a fim de auferir resultados com a venda de energia</p><p>também no mercado futuro, dentro de uma política que considera limites de riscos preestabelecidos. Tais operações são</p><p>transacionadas em mercado ativo e, para fins de mensuração contábil, atendem à definição de instrumentos financeiros por valor</p><p>justo, conforme previsto no IFRS 9/CPC 48.</p><p>1.9.6. Arinos Energias Renováveis S.A.</p><p>Arinos Energias Renováveis S.A. (Arinos) é uma sociedade por ações com sede na cidade de São Paulo - SP.</p><p>A companhia tem por objeto: a operação e exploração, de forma direta ou por meio das subsidiárias, de direitos decorrentes de</p><p>contratos de concessão, permissão ou autorização, desenvolver o estudo, planejamento, projeto, construção e operação de sistemas</p><p>de produção e transformação de energia elétrica resultantes da utilização de fontes eólicas e solar. Representação de outras</p><p>sociedades, nacionais ou estrangeiras, por conta própria ou de terceiros e participação em outras sociedades como acionista.</p><p>1.9.7. Serra da Palmeira Energias Renováveis S.A.</p><p>Serra da Palmeira Energias Renováveis S.A. (Serra da Palmeira) é uma sociedade por ações com sede na cidade de São Paulo - SP.</p><p>A companhia tem por objeto: a operação e exploração, de forma direta ou por meio das subsidiárias, de direitos decorrentes de</p><p>contratos de concessão, permissão ou autorização, desenvolver o estudo, planejamento, projeto, construção e operação de sistemas</p><p>de produção e transformação de energia elétrica resultantes da utilização de fontes eólicas e solar. Representação de outras</p><p>sociedades, nacionais ou estrangeiras, por conta própria ou de terceiros e participação em outras sociedades como acionista.</p><p>1.10. Participações societárias</p><p>O Grupo possui participações nos empreendimentos descritos a seguir, controlados em conjunto a partir de acordos de acionistas,</p><p>nos percentuais descritos na nota explicativa nº 12.</p><p>1.10.1. Participação acionária em empresas controladas em conjunto com a EDP - Energias do Brasil</p><p>1.10.1.1. Companhia Energética do Jari (CEJA)</p><p>Companhia Energética do Jari (CEJA), sociedade anônima de capital fechado, com sede no município de São Paulo, Estado de São</p><p>Paulo, tem por objeto as atividades de geração, transmissão e a comercialização de energia elétrica de qualquer origem e natureza.</p><p>A CEJA é detentora da concessão da Usina Hidrelétrica Santo Antônio do Jari (UHE Jari), por meio do contrato de concessão</p><p>nº 04/2002, celebrado junto à Aneel, cuja vigência se encerrará em 2045.</p><p>A UHE Jari, localizada em Almeirim e Laranjal do Jari, na divisa dos estados do Pará e Amapá, possui 392,95MW de capacidade</p><p>instalada com 211,3 MWm de energia assegurada, e entrou em operação comercial em 2014 - inicialmente previsto para 2015.</p><p>1.10.1.2. Cachoeira Caldeirão S.A.</p><p>Cachoeira Caldeirão S.A. (Cachoeira Caldeirão) é uma sociedade anônima de capital fechado, com sede no município de Ferreira</p><p>Gomes, no estado do Amapá, tem como objeto social a realização de estudos, projetos, construção, instalação, implantação,</p><p>operação comercial, manutenção, a exploração do potencial da Usina Hidrelétrica Cachoeira Caldeirão (UHE Cachoeira Caldeirão),</p><p>a comercialização da energia gerada por esse empreendimento, bem como a realização de quaisquer outros serviços afins ou</p><p>complementares relacionados ao seu objeto social. A Cachoeira Caldeirão poderá ainda participar de outras empresas, negócios e</p><p>empreendimentos voltados à atividade energética.</p><p>É detentora da concessão da UHE Cachoeira Caldeirão, que possui 219 MW de capacidade instalada, com 123,3 MWm de energia</p><p>assegurada e tem seu contrato de concessão vigente até 2048.</p><p>1.10.1.3. Empresa de Energia São Manoel S.A.</p><p>Empresa de Energia São Manoel S.A. (São Manoel) uma sociedade anônima de capital fechado com sede no município do Rio de</p><p>Janeiro, estado do Rio de Janeiro, tem como objeto social planejar, construir, operar, manter e explorar as instalações da Usina</p><p>Hidrelétrica São Manoel (UHE São Manoel), no rio Teles Pires, e executar outras atividades correlatas ao seu objeto social.</p><p>A usina hidrelétrica possui 735,84 MW de capacidade instalada, com 430,4 MWm de energia assegurada, está localizada na divisa</p><p>dos estados do Pará e Mato Grosso e tem seu contrato de concessão com vigência até 2049.</p><p>1.10.2. Participação acionária em empresas controladas em conjunto com a EDP Renováveis do Brasil (EDPR)</p><p>Participação acionária representativa do capital social das seguintes empresas controladas pela EDP Renováveis do Brasil</p><p>(denominada Companhia EDPR): Cenaeel, Elebrás, Baixa do Feijão I, Baixa do Feijão II, Baixa do Feijão III e Baixa do Feijão IV; JAU</p><p>e Aventura I. A Companhia EDPR, por meio do acordo de acionistas entre as partes, manteve o controle das investidas, bem como</p><p>dados da capacidade instalada (MW) e data de entrada em operação.</p><p>Essas empresas são centrais eólicas, de capital fechado, que têm como objeto social a realização de estudos, projetos, construção,</p><p>instalação, implantação, operação comercial, manutenção, e comercialização de energia eólica gerada pelo correspondente</p><p>empreendimento.</p><p>2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS</p><p>2.1. Aprovação das demonstrações financeiras</p><p>A emissão dessas demonstrações financeiras foi autorizada pelo Conselho de Administração do Grupo em 23 de fevereiro de 2024.</p><p>2.2. Base de preparação e mensuração</p><p>As demonstrações financeiras individuais e consolidadas do Grupo foram preparadas de acordo com as normas internacionais de</p><p>relatório financeiro International Financial Reporting Standards (IFRS), emitidas pelo International Accounting Standards Board</p><p>(IASB) (atualmente denominadas “normas contábeis IFRS”), e as práticas contábeis adotadas no Brasil, incluindo os pronunciamentos</p><p>emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPCs).</p><p>As práticas contábeis adotadas no Brasil compreendem os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidos pelo Comitê de</p><p>Pronunciamentos Contábeis (CPCs), os quais foram aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e pelo Conselho</p><p>Federal de Contabilidade (CFC), incluindo também as normas complementares emitidas pela CVM.</p><p>A apresentação da Demonstração do Valor Adicionado (DVA), individual e consolidada, é requerida pela legislação societária</p><p>brasileira e pelas práticas contábeis adotadas no Brasil. As IFRS não requerem a apresentação dessa demonstração. Como</p><p>consequência, pelas IFRS, essa demonstração está apresentada como informação suplementar.</p><p>As demonstrações financeiras foram preparadas utilizando o custo histórico como base de valor, exceto pelas obrigações com</p><p>entidade de previdência privada, intangível recuperação de custos pela extensão do GSF e pela valorização de certos instrumentos</p><p>financeiros, os quais são mensurados pelo valor justo, bem como pela avaliação de ativos imobilizados ao seu custo atribuído</p><p>(“deemed cost”), na data de transição para as práticas contábeis adotadas no Brasil alinhadas às IFRS em janeiro de 2009 e pelos</p><p>ativos adquiridos na combinação de negócios, que foram mensurados inicialmente a valor justo na data de aquisição.</p><p>O Grupo considerou as orientações contidas na Orientação Técnica OCPC 07 na elaboração das suas demonstrações financeiras.</p><p>Desta forma, as informações relevantes próprias das demonstrações financeiras estão evidenciadas nas notas explicativas e</p><p>correspondem às utilizadas pela Diretoria na sua gestão.</p><p>2.3. Moeda funcional</p><p>e moeda de preparação</p><p>As demonstrações financeiras individuais e consolidadas estão apresentadas em reais, moeda funcional utilizada pelo Grupo, que</p><p>melhor representa suas operações e respectivo fluxo de caixa.</p><p>2.4. Continuidade operacional</p><p>A Diretoria avaliou a capacidade do Grupo em continuar operando normalmente e concluiu que possui recursos para dar continuidade</p><p>aos seus negócios no futuro, nos termos descritos na nota explicativa nº 1.1. Assim, conforme CPC 26/IAS 1 - Apresentação das</p><p>demonstrações financeiras, estas demonstrações financeiras foram preparadas com base no pressuposto de continuidade.</p><p>2.5. Uso de estimativas e julgamentos contábeis críticos</p><p>A elaboração das demonstrações financeiras requer o uso de estimativas e julgamentos para o registro de certas transações que</p><p>afetam seus ativos, passivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações em suas demonstrações financeiras. As</p><p>premissas utilizadas são baseadas em informações disponíveis na data da preparação das demonstrações financeiras, além da</p><p>experiência de eventos passados e/ou correntes, considerando ainda pressupostos relativos a eventos futuros. Essas estimativas são</p><p>revisadas periodicamente e seus resultados podem diferir dos valores inicialmente estimados.</p><p>As principais estimativas que representam risco significativo com probabilidade de causar ajustes materiais ao conjunto das</p><p>demonstrações financeiras, nos próximos exercícios, referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de:</p><p>i. Revisão de garantia física (nota explicativa nº 1.4);</p><p>ii. Vida útil de ativos de longa duração e impairment (nota explicativa nº 13.6);</p><p>iii. Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição Aplicáveis às Unidades Geradoras Conectadas aos Sistemas de Distribuição (nota</p><p>explicativa nº 16.2);</p><p>iv. Provisões para grandes reparos (nota explicativa nº 23);</p><p>v. Provisões para riscos (nota explicativa nº 24);</p><p>vi. Contratos futuros de energia (nota explicativa nº 25); e</p><p>vii. Imposto de renda e contribuição social diferidos (nota explicativa nº 31.2).</p><p>2.6. Base de consolidação</p><p>Nas demonstrações financeiras da Controladora, os investimentos nas empresas controladas possuem seu valor contábil aumentado</p><p>ou diminuído pelo reconhecimento da participação da investidora no lucro, no prejuízo e em outros resultados abrangentes gerados</p><p>pelas investidas, após a aquisição.</p><p>As distribuições de resultados reduzem o valor contábil dos investimentos.</p><p>Controladas são todas as entidades nas quais o Grupo tem o poder de determinar as políticas financeiras e operacionais. Nas</p><p>demonstrações financeiras consolidadas, as controladas são consolidadas a partir da data em que o controle é transferido para o</p><p>Grupo. A consolidação é interrompida a partir da data em que o controle termina.</p><p>Os principais procedimentos para a consolidação foram a eliminação de investimentos da Controladora nas suas controladas;</p><p>eliminação dos saldos das contas entre a Controladora e as suas controladas, bem como das contas mantidas entre essas</p><p>controladas e destaque aos acionistas não controladores nos balanços patrimoniais, nas demonstrações do resultado e nas</p><p>demonstrações dos resultados abrangentes.</p><p>Também, as transações entre as entidades controladas e os ganhos não realizados em transações entre empresas são eliminados.</p><p>Os prejuízos não realizados também são eliminados, a menos que a operação forneça evidências de uma perda (impairment) do</p><p>ativo transferido. As políticas contábeis das controladas são alteradas quando necessário para assegurar a consistência com as</p><p>políticas adotadas pelo Grupo.</p><p>A posição dos investimentos em 31 de dezembro de 2023 está descrita na nota explicativa nº 12.</p><p>3. RESUMO DAS POLÍTICAS CONTÁBEIS MATERIAIS</p><p>As principais políticas contábeis e estimativas, aplicadas na preparação destas demonstrações financeiras, estão apresentadas nas</p><p>respectivas notas explicativas. Estas políticas foram aplicadas de modo consistente em todos os exercícios apresentados.</p><p>3.1. Serviços em curso</p><p>Os valores registrados nessa rubrica referem-se aos recursos aplicados em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), em</p><p>consonância com a Resolução Normativa nº 605/2014 da Aneel. Quando concluído, os projetos são baixados em contrapartida da</p><p>conta do passivo, relacionada à provisão de P&D e submetidos à aprovação da Superintendência da Aneel (nota explicativa</p><p>n° 16.2.2).</p><p>3.2. Participação nos lucros</p><p>O Programa de Participações no Resultado (PPR) é um programa de engajamento com os resultados do Grupo, regulamentado pela</p><p>Lei 10.101/00. É uma ferramenta de remuneração por desempenho, composto por regras de atingimento dos resultados com base</p><p>em indicadores corporativos e individuais, cuja participação abrange todos os empregados ativos, sendo firmado mediante acordos</p><p>coletivos com sindicatos para uma vigência anual.</p><p>O Grupo reconhece um passivo e uma despesa de PPR ao longo do exercício.</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 8</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)continuação</p><p>continua</p><p>3.3. Adoção as normas de contabilidade novas e revisadas</p><p>Os pronunciamentos novos e alterados que entraram em vigência a partir de 01 de janeiro de 2023 não geraram impactos nas</p><p>demonstrações financeiras do Grupo.</p><p>• Contrato de seguro, modelo mais abrangente dos contratos de seguros para a contabilidade (CPC 50/IFRS 17);</p><p>• Venda ou Contribuição de Ativos entre um Investidor e sua Coligada ou Joint Venture (CPC 36 (R3)/IFRS 10) e (CPC 18 (R2)/IAS</p><p>28);</p><p>• Divulgação de Políticas Contábeis à (CPC 26 (R1)/IAS 1) e IFRS Declaração da Prática 2;</p><p>• Definição de Estimativas Contábeis (CPC 23/IAS 8); e</p><p>• Imposto Diferido Relacionado a Ativos e Passivos Resultantes de uma Única Transação e Reforma da Tributação Corporativa</p><p>Internacional (CPC 32/IAS 12).</p><p>Alteração de pronunciamentos que entrarão em vigência a partir de 01 de janeiro de 2024 não geraram impactos nas demonstrações</p><p>financeiras do Grupo.</p><p>• Classificação de Passivos como Circulante ou Não Circulante (CPC 26 (R1)/IAS 1);</p><p>• Esclarecimentos sobre o passivo de arrendamento em uma transação de venda e realocação (CPC 06 (R2)/IFRS 16)</p><p>Novos requisitos de divulgação sobre acordos de financiamento de fornecedores (CPC 03 (R2)/IAS 7)</p><p>4. GESTÃO DE RISCOS DO NEGÓCIO</p><p>4.1. Riscos financeiros</p><p>As atividades do Grupo a expõem a diversos riscos financeiros: risco de mercado (incluindo risco de taxa de juros de valor justo, risco</p><p>de taxa de juros de fluxo de caixa e risco de preço), risco de crédito e risco de liquidez. A gestão de risco do Grupo se concentra na</p><p>imprevisibilidade dos mercados financeiros e busca minimizar potenciais efeitos adversos no desempenho financeiro do Grupo.</p><p>A gestão de risco é realizada pelo Grupo, seguindo as políticas aprovadas pelo Conselho de Administração que identifica, avalia e</p><p>protege o Grupo contra eventuais riscos financeiros.</p><p>4.1.1. Risco de mercado</p><p>4.1.1.1. Risco hidrológico</p><p>O risco hidrológico decorre dos impactos da hidrologia na operação das usinas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS).</p><p>Tais impactos incluem a flutuação do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que aumenta em casos de hidrologia desfavorável</p><p>e é utilizado para a valorização da exposição dos agentes do setor (sobras e déficits de energia).</p><p>Outro índice importante é o ajuste MRE (GSF), fator que pode reduzir ou aumentar a energia disponível para a venda de usinas</p><p>hidráulicas a depender da situação hidrológica e do despacho realizado pelo ONS, afetando diretamente a exposição dessas usinas</p><p>ao PLD.</p><p>Estes fatores podem ser mitigados através da estratégia de contratação de energia e hedge energético, a fim de obter uma maior</p><p>proteção contra</p><p>o risco hidrológico e, por consequência, a manutenção do equilíbrio econômico e financeiro do Grupo.</p><p>4.1.1.2. Risco do fluxo de caixa ou valor justo associado com taxa de juros</p><p>O risco de taxa de juros do Grupo decorre de empréstimos, financiamentos, debêntures e caixa e equivalentes de caixa.</p><p>Para o financiamento junto ao BNDES, o risco está ligado à variação da Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP). As debêntures</p><p>emitidas às taxas variáveis expõem ao risco de taxa de juros de fluxo de caixa.</p><p>O impacto causado pela variação do Certificado de Depósito Interfinanceiro (DI) e pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor</p><p>Amplo (IPCA) sobre as debêntures é minimizado pela remuneração das aplicações financeiras pelo DI e pelos preços nos contratos</p><p>de venda de energia elétrica que também estão indexados à variação dos índices IPCA ou índice Geral de Preço do Mercado</p><p>(IGP-M).</p><p>4.1.1.3. Risco relacionado ao preço de energia nas operações de contratos futuros de energia</p><p>Em outubro de 2020, o Grupo começou a operar contratos futuros de energia, a fim de auferir resultados com a venda de energia</p><p>também no mercado futuro, dentro de uma política que considera limites de riscos pré-estabelecidos. Tais operações são</p><p>transacionadas em mercado ativo e, para fins de mensuração contábil, atendem à definição de instrumentos financeiros por valor</p><p>justo, conforme previsto no IFRS 9/CPC 48.</p><p>Este valor justo é estimado, em grande parte, nas cotações de preço utilizadas no mercado ativo de balcão, na medida em que tais</p><p>dados observáveis de mercado existam, e, em menor parte, pelo uso de técnicas de avaliação que consideram preços estabelecidos</p><p>nas operações de compra e venda e preços de mercado projetados por entidades especializadas, no período de disponibilidade</p><p>destas informações. A taxa de desconto utilizada para fins de cálculo do valor justo, consiste na taxa de Certificados de Depósitos</p><p>Interbancários (DI), acrescida da taxa de risco da contraparte definida pela Companhia.</p><p>4.1.2. Risco cambial - dólar norte-americano</p><p>Esse risco decorre da possibilidade da perda por conta de flutuações nas taxas de câmbio aumentem saldos passivos em moeda</p><p>estrangeira cujo risco é o aumento da obrigação com a instituição cedente e redução do lucro líquido. O Grupo não possui</p><p>instrumentos de hedge para proteção em relação aos aumentos nas taxas de moeda estrangeira.</p><p>4.1.3. Risco de crédito</p><p>O risco de crédito decorre de caixa e equivalentes de caixa, instrumentos financeiros, depósitos em bancos e instituições financeiras,</p><p>bem como de exposições de crédito a clientes, incluindo contas a receber em aberto.</p><p>No caso de clientes, a área de análise de crédito avalia a qualidade do crédito do cliente, levando em consideração sua posição</p><p>financeira, experiência passada, exposição no mercado das empresas do setor energético e outros fatores.</p><p>O preço da energia elétrica vendida para distribuidoras e clientes livres determinados nos contratos de leilão e bilaterais está no nível</p><p>dos preços fechados no mercado e eventuais sobras ou faltas de energia são liquidadas no âmbito da CCEE, cujo risco é a</p><p>inadimplência dos agentes participantes. Na falta de pagamento de um dos agentes a inadimplência é rateada entre os que possuem</p><p>direito na liquidação.</p><p>4.1.4. Risco de liquidez</p><p>O Grupo monitora as previsões contínuas das exigências de liquidez para assegurar que ele tenha caixa suficiente para atender às</p><p>necessidades operacionais.</p><p>O Grupo faz a administração do risco de liquidez com um conjunto de metodologias, procedimentos e instrumentos, aplicados no</p><p>controle permanente dos processos financeiros, a fim de garantir o adequado gerenciamento dos riscos.</p><p>Essa previsão leva em consideração os planos de financiamento da dívida do Grupo, cumprimento de cláusulas restritivas</p><p>(“covenants”), cumprimento das metas internas do quociente do balanço patrimonial e, se aplicável, exigências legais ou regulatórias</p><p>externas.</p><p>O Grupo investe o excesso de caixa em contas correntes com incidência de juros, depósitos a prazo, depósitos de curto prazo,</p><p>escolhendo instrumentos com vencimentos apropriados ou liquidez adequada para fornecer margem suficiente conforme</p><p>determinado pelas previsões anteriormente mencionadas.</p><p>A tabela a seguir mostra em detalhes o prazo de vencimento contratual restante dos passivos (debêntures, empréstimos e</p><p>financiamentos) do Grupo e os respectivos prazos de amortização. A tabela foi elaborada de acordo com os fluxos de caixa não</p><p>descontados dos passivos financeiros, com base na data mais próxima em que o Grupo deve quitar as respectivas obrigações.</p><p>A tabela inclui os fluxos de caixa dos juros e do principal.</p><p>Dívida Controladas Remuneração</p><p>Consolidado</p><p>Menos de um mês De um a três meses De três meses a um ano De um a dois anos Mais de dois anos Total</p><p>Debêntures 1ª emissão série 2 Rio Paraná Energia S.A. Variação IPCA + 6,15% ao ano – – 181.077 176.897 – 357.974</p><p>Debêntures 2ª emissão série 1 Rio Paraná Energia S.A. Variação DI + 1,20% ao ano – – 207.332 – – 207.332</p><p>Debêntures 2ª emissão série 2 Rio Paraná Energia S.A. Variação IPCA + 4,63 % ao ano – – 36.222 37.431 1.147.325 1.220.978</p><p>Debêntures 3ª emissão série única Rio Paraná Energia S.A. Variação DI + 1,29% ao ano – – 98.115 81.979 877.258 1.057.352</p><p>China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.À.R.L. Rio Paraná Energia S.A. 4,29% + Dólar – – 414.076 802.797 – 1.216.873</p><p>BNDES Rio Verde Energia S.A. TJLP 2.320 4.578 20.069 25.180 17.738 69.885</p><p>BNDES Rio Canoas Energia S.A. TJLP 3.776 7.413 32.847 41.636 188.202 273.874</p><p>Debêntures 8ª emissão série 2 Rio Paranapanema Energia S.A. Variação IPCA + 5,50 % ao ano – 122.473 – 120.706 – 243.179</p><p>Debêntures 9ª emissão série 1 Rio Paranapanema Energia S.A. Variação DI + 1,40% ao ano 192.333 – – – – 192.333</p><p>Debêntures 9ª emissão série 2 Rio Paranapanema Energia S.A. Variação DI + 1,65% ao ano 22.197 – 21.320 186.855 168.282 398.654</p><p>220.626 134.464 1.011.058 1.473.481 2.398.805 5.238.434</p><p>4.2. Risco de aceleração de dívidas</p><p>O Grupo possui empréstimos, financiamentos e debêntures com cláusulas restritivas (Covenants), normalmente aplicáveis a esses</p><p>tipos de operações, relacionadas a atendimento de índices econômico-financeiros, geração de caixa e outros, que para quase todas</p><p>as controladas foram atendidas e não limitam a capacidade de condução do curso normal das operações, (notas explicativas n°</p><p>18,19 e 20).</p><p>4.3. Risco de regulação</p><p>As atividades do Grupo, assim como de seus concorrentes, são regulamentadas e fiscalizadas pela Aneel. Qualquer alteração no</p><p>ambiente regulatório poderá exercer impacto sobre as atividades do Grupo.</p><p>4.4. Risco ambiental</p><p>As atividades e instalações do Grupo estão sujeitas a diversas leis e regulamentos federais, estaduais e municipais, bem como às</p><p>diversas exigências de funcionamento relacionadas à proteção do meio ambiente. Adicionalmente, eventual impossibilidade de o</p><p>Grupo operar sua usina em virtude de autuações ou processos de cunho ambiental poderá comprometer a geração de receita</p><p>operacional e afetar negativamente o resultado do Grupo.</p><p>O Grupo utiliza-se da política de gestão de Saúde, Segurança, Meio Ambiente e Qualidade para assegurar o equilíbrio entre a</p><p>conservação ambiental e o desenvolvimento de suas atividades, minimizando os riscos para o Grupo.</p><p>Os processos ambientais estão descritos na nota explicativa nº 24.</p><p>4.5. Análise da sensibilidade</p><p>O Grupo, em atendimento ao disposto no item 40 do CPC 40 (R1) - Instrumentos Financeiros: Evidenciação, divulga quadro</p><p>demonstrativo de análise de sensibilidade para cada tipo de risco de mercado considerado relevante pela Diretoria, originado por</p><p>instrumentos financeiros, compostos por aplicações financeiras, ativo financeiro vinculado a concessão, empréstimos, financiamentos,</p><p>debêntures, UBP e provisão para grandes reparos, ao qual a Grupo está exposto na data de encerramento do exercício.</p><p>O cálculo da sensibilidade para o cenário provável foi realizado considerando a variação entre as taxas e índices vigentes em 31 de</p><p>dezembro de</p><p>2023 e as premissas disponibilizadas por consultoria especializada.</p><p>Demonstramos a seguir, os impactos no resultado financeiro do Grupo, para o cenário estimado para os próximos 12 meses:</p><p>Instrumentos financeiros</p><p>Indexador Indexador do valor contábil Indexador do cenário provável Controladora</p><p>Saldo contábil em 2023 Cenário atual Cenário provável Ganho/(perda)</p><p>Ativos financeiros</p><p>Aplicações financeiras DI 11,65% 9,15% 452.019 52.660 41.360 (11.300)</p><p>Total da exposição líquida 452.019 52.660 41.360 (11.300)</p><p>Instrumentos financeiros Controlada Indexador Indexador do valor contábil Indexador do cenário provável</p><p>Consolidado</p><p>Saldo contábil em 2023 Cenário atual Cenário provável Ganho/(perda)</p><p>Ativos financeiros</p><p>Aplicações financeiras Consolidado DI 11,65% 9,15% 1.697.089 197.711 155.284 (42.427)</p><p>Aplicações financeiras vinculadas Consolidado DI 11,65% 9,15% 24.566 2.862 2.248 (614)</p><p>Ativo financeiro vinculado a concessão Rio Paraná Energia S.A. IPCA 4,53% 4,16% 12.245.768 554.425 509.735 (44.690)</p><p>13.967.423 754.997 667.266 (87.731)</p><p>Passivos financeiros</p><p>Debêntures 1ª emissão série 2 Rio Paraná Energia S.A. IPCA + 6,15% ao ano 4,53% 4,16% (326.810) (35.805) (34.539) 1.266</p><p>Debêntures 2ª emissão série 1 Rio Paraná Energia S.A. DI + 1,20% ao ano 11,65% 9,15% (204.850) (26.610) (21.427) 5.183</p><p>Debêntures 2ª emissão série 2 Rio Paraná Energia S.A. IPCA + 4,63% ao ano 4,53% 4,16% (745.671) (69.848) (67.001) 2.847</p><p>Debêntures 3ª emissão série única Rio Paraná Energia S.A. DI + 1,29% ao ano 11,65% 9,15% (789.535) (103.352) (83.359) 19.993</p><p>China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.À.R.L. Rio Paraná Energia S.A. 4,29% + Dólar 4,84 4,98 (1.127.712) (1.176.091) (1.210.977) (34.886)</p><p>Debêntures 8ª emissão série 2 Rio Paranapanema Energia S.A. IPCA + 5,50% ao ano 4,53% 4,16% (227.239) (23.352) (22.477) 875</p><p>Debêntures 9ª emissão série 1 Rio Paranapanema Energia S.A. DI + 1,40% ao ano 11,65% 9,15% (190.441) (25.163) (20.335) 4.828</p><p>Debêntures 9ª emissão série 2 Rio Paranapanema Energia S.A. DI + 1,65% ao ano 11,65% 9,15% (338.258) (45.639) (37.043) 8.596</p><p>BNDES Rio Canoas Energia S.A. TJLP + 2,34% ao ano 7,00% 6,57% (212.833) (20.227) (19.281) 946</p><p>BNDES Rio Canoas Energia S.A. TJLP 7,00% 6,57% (1.122) (79) (74) 5</p><p>BNDES Rio Verde Energia S.A. TJLP + 1,81% ao ano 7,00% 6,57% (58.934) (5.267) (5.006) 261</p><p>BNDES Rio Verde Energia S.A. TJLP + 2,16% ao ano 7,00% 6,57% (4.635) (432) (411) 21</p><p>Uso do bem público (UBP) Rio Canoas Energia S.A. IPCA 4,53% 4,16% (12.627) (572) (526) 46</p><p>Uso do bem público (UBP) Rio Verde Energia S.A. IGPM -3,18% 3,75% (23.423) 745 (878) (1.623)</p><p>Provisão para grandes reparos Rio Paraná Energia S.A. IPCA 4,53% 4,16% (1.130.455) (51.181) (47.056) 4.126</p><p>Provisão para grandes reparos Rio Paraná Energia S.A. IGPM -3,18% 3,75% (753.636) 23.964 (28.245) (52.209)</p><p>(6.148.181) (1.558.908) (1.598.634) (39.726)</p><p>Total da exposição líquida 7.819.242 (803.911) (931.367) (127.457)</p><p>4.6. Gestão de capital</p><p>Os objetivos do Grupo ao administrar seu capital são os de salvaguardar sua capacidade de continuidade para oferecer retorno aos</p><p>acionistas e benefícios às outras partes interessadas, além de manter uma estrutura de capital ideal para reduzir esse custo.</p><p>Para manter ou ajustar a estrutura de capital do Grupo, a Diretoria efetua ajustes adequando às condições econômicas atuais,</p><p>revendo assim as políticas de pagamentos de dividendos, devoluções de capital aos acionistas, ou ainda, emitindo novas ações.</p><p>O Grupo monitora o capital com base no índice de alavancagem financeira. Esse índice corresponde à dívida líquida expressa como</p><p>percentual do capital total. A dívida líquida, por sua vez, corresponde ao total de empréstimos (incluindo empréstimos de curto e</p><p>longo prazo), subtraído do montante de caixa e equivalentes de caixa. O capital total é apurado através da soma do patrimônio</p><p>líquido, com a dívida líquida.</p><p>Nota</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Empréstimos 17 – – – 675.707</p><p>Financiamentos 18 – – 277.524 325.892</p><p>Debêntures 19 – – 2.822.804 3.114.824</p><p>Partes relacionadas passiva China Three Gorges (Luxembourg) 22.5 – – 1.127.712 2.427.057</p><p>(–) Caixa e equivalentes de caixa 5.1 (452.102) (661.743) (1.698.042) (2.383.790)</p><p>(–) Aplicações financeiras vinculadas 5.2 – – (24.566) (25.039)</p><p>Dívida líquida (452.102) (661.743) 2.505.432 4.134.651</p><p>Patrimônio líquido 13.426.114 12.136.743 18.281.827 16.462.548</p><p>Total do capital 12.974.012 11.475.000 20.787.259 20.597.199</p><p>índice de alavancagem financeira - (%)* -3,5 -5,8 12,1 20,1</p><p>* Dívida líquida/Total do capital</p><p>5. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA E APLICAÇÕES FINANCEIRAS VINCULADAS</p><p>5.1. Caixa e equivalentes de caixa</p><p>5.1.1. Política contábil</p><p>Caixa e equivalentes de caixa incluem o caixa, os depósitos bancários, investimentos de curto prazo de alta liquidez, com risco</p><p>insignificante de mudança de valor, e contas garantidas liquidadas em período igual ou menor a três meses. As aplicações financeiras</p><p>correspondem à certificados de depósitos bancários, as quais são realizadas com instituições que operam o mercado financeiro</p><p>nacional e são contratadas em condições e taxas normais de mercado, tendo como característica alta liquidez, baixo risco de crédito</p><p>e remuneração próxima a do DI. Os ganhos e perdas decorrentes de variações nos saldos das aplicações financeiras são</p><p>apresentados na demonstração do resultado em “resultado financeiro” no exercício em que ocorrem (vide nota explicativa n° 30).</p><p>5.1.2. Composição</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Caixas e bancos 83 47 953 413</p><p>Aplicações financeiras 452.019 661.696 1.697.089 2.383.377</p><p>Certificado de depósito bancário (CDB) 452.019 661.696 1.697.089 2.383.377</p><p>452.102 661.743 1.698.042 2.383.790</p><p>5.2. Aplicações financeiras vinculadas</p><p>5.2.1. Política contábil</p><p>As aplicações financeiras vinculadas possuem prazos determinados e são remunerados com base em percentuais da variação do</p><p>Certificado de Depósito Interfinanceiro (DI), sendo compostas por debêntures, aplicações vinculadas ao empréstimo do Banco</p><p>Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e aluguéis de terrenos nas bordas dos rios que possuem aplicações</p><p>restritas em gastos ambientais.</p><p>5.2.2. Movimentação</p><p>Consolidado</p><p>Debêntures BNDES Gastos Ambientais Total</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 1.642 21.996 1.401 25.039</p><p>Aplicações – – 942 942</p><p>Rendimentos 1.632 1.334 445 3.411</p><p>Resgates (2.000) (1.349) (1.024) (4.373)</p><p>Imposto de renda retido na fonte (IRRF) (250) (203) – (453)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 1.024 21.778 1.764 24.566</p><p>5.3. Qualidade de créditos do caixa, equivalentes de caixa e aplicações financeiras vinculadas</p><p>A qualidade do crédito dos ativos financeiros que não estão vencidos, pode ser avaliada mediante referência às classificações</p><p>externas de crédito (se houver) ou às informações históricas sobre os índices de inadimplência de contrapartes.</p><p>O Grupo por meio de sua política de Finanças Corporativas, apenas investe seus recursos em instituições financeiras que possuem</p><p>rating mínimo “A” ou equivalente, atribuído por umas das três principais agências de rating (Standard & Poor�s, Moody´s ou Fitch), de</p><p>longo prazo e em moeda local.</p><p>Demonstramos a seguir, a qualidade dos créditos do caixa, equivalentes de caixa e das aplicações financeiras vinculadas mantidas</p><p>pelo Grupo.</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 9</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)continuação</p><p>continua</p><p>5.3.1. Composição</p><p>Standard & Poor’s Moody’s Fitch</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>AAA AAA AAA – 13.325 175.116 492.029</p><p>AA AA AA – – – 10</p><p>AAA AA – – 1.087 – 1.087</p><p>AAA – AAA – 55.473 – 240.044</p><p>AAA – – 90.789 – 507.854 2</p><p>AAA AAA – 130.481 341.866</p><p>359.053 731.836</p><p>AAA AAA AA – – – 28.802</p><p>– AA – 100.681 249.992 384.285 915.019</p><p>AAA AA AAA 1.229 – 1.229 –</p><p>– AAA AAA 128.921 – 295.070 –</p><p>– AA AA 1 – 1 –</p><p>452.102 661.743 1.722.608 2.408.829</p><p>6. CLIENTES</p><p>6.1. Política contábil</p><p>As contas a receber de clientes correspondem aos valores referentes ao decurso normal das atividades do Grupo. Se o prazo de</p><p>recebimento é equivalente a um ano ou menos, as contas a receber são classificadas no ativo circulante. Caso contrário, estão</p><p>apresentadas no ativo não circulante.</p><p>As contas a receber de clientes são mensuradas pelo custo amortizado, com o uso do método da taxa de juros efetiva menos a</p><p>provisão para crédito de liquidação duvidosa. Na prática, dado o prazo de cobrança, são normalmente reconhecidas ao valor</p><p>faturado, ajustado pela provisão para impairment, se necessária.</p><p>O Grupo não mantém contas a receber como garantia de nenhum título de dívida.</p><p>6.2. Composição</p><p>Os valores referentes às contas a receber de clientes do Grupo são suportados por Contratos de Cotas de Garantia Física (CCGF)</p><p>celebrado com as distribuidoras de energia, Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR) que</p><p>tratam de contratação de energia regulada com fundamento na Lei nº 12.783/2013 que criou o regime de cotas de garantia física</p><p>para algumas usinas com concessões vincendas à época e valores relativos ao suprimento de energia elétrica no âmbito do</p><p>Ambiente de Contratação Livre (ACL) e CCEE.</p><p>Consolidado</p><p>À vencer Vencidos</p><p>(–) PECLD 2023 2022Até 90 dias Até 90 dias De 91 a 365 dias</p><p>Contratos ACL 283.954 6.983 1.772 (6.469) 286.240 308.681</p><p>Contratos ACR 300.017 165 – – 300.182 288.775</p><p>Energia de curto prazo (MRE/MCP) 102.810 – – – 102.810 47.723</p><p>686.781 7.148 1.772 (6.469) 689.232 645.179</p><p>6.3. Perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa (PECLD)</p><p>Constituída com base na estimativa das possíveis perdas que possam ocorrer na cobrança destes créditos, de acordo com o CPC</p><p>48/IFRS 9 - Instrumentos Financeiros.</p><p>As perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa são estabelecidas quando existe uma evidência objetiva de que o Grupo</p><p>não será capaz de cobrar todos os valores devidos de acordo com os prazos originais das contas a receber.</p><p>A Diretoria do Grupo não registra PECLD, para eventos referentes ao MRE e MCP, pois entende que não há risco de não recebimento.</p><p>As faturas emitidas pelo Grupo referente aos contratos bilaterais, leilão e cotas são emitidas com vencimento único no mês seguinte</p><p>ao do suprimento.</p><p>Para o exercício de 31 de dezembro de 2023 houve constituição de PECLD no valor de R$ 6.469 na Controlada Rio Paraná, referente</p><p>a uma multa gerada pelo não cumprimento de cláusula contratual relativa à compra de energia elétrica no ACL.</p><p>6.4. Qualidade de créditos dos clientes</p><p>O risco de crédito dos contratos de venda de energia com os clientes no ACL é minimizado pela análise prévia da área de crédito do</p><p>Grupo de todos seus potenciais clientes. Esta análise é baseada em informações qualitativas e quantitativas de cada potencial cliente</p><p>e, a partir dessa análise, é feita a classificação seguindo as premissas do rating interno.</p><p>Baseado na política de crédito, todos os contratos bilaterais do Grupo possuem obrigação de entrega de uma modalidade de garantia</p><p>(entre as quais se destacam: fiança bancária, fiança corporativa e seguro garantia).</p><p>Em conjunto com a área de crédito, a área de risco/portfólio, realiza a diversificação da carteira de clientes do Grupo com o objetivo</p><p>de diminuir os riscos específicos setoriais e otimizar a liquidez da carteira. Além disso, a área de risco/portfólio controla o consumo e</p><p>a atualização do limite de crédito concedido pela área de crédito através da Marcação a Mercado (MTM - Market-to-Market) e do</p><p>indicador de risco Value at Risk (VaR).</p><p>Especificamente para a energia comercializada nos ambientes MRE e MCP, onde a Diretoria não tem autonomia para avaliar e</p><p>deliberar sobre os agentes liquidantes, a CCEE controla e monitora as inadimplências de modo que o não recebimento desses</p><p>valores na data prevista são considerados temporais, ou seja, não deixarão de ser cumpridos. Tendo em vista, que os agentes</p><p>envolvidos estão expostos a diversas sanções onde, em última instância, podem até ser desligados do sistema, o risco de PECLD é</p><p>praticamente nulo nessas modalidades de comercialização/liquidação.</p><p>7. TRIBUTOS A RECUPERAR/RECOLHER</p><p>7.1. Política contábil</p><p>Os impostos correntes são calculados com base nas leis tributárias promulgadas, ou substancialmente promulgadas, na data do</p><p>balanço. A Diretoria avalia, periodicamente, as posições tributárias assumidas pelo Grupo com relação às situações em que a</p><p>regulamentação fiscal aplicável dá margem a interpretações. Estabelece provisões, quando apropriado, com base nos valores</p><p>estimados de pagamento às autoridades fiscais.</p><p>Os impostos correntes são apresentados líquidos, por entidade contribuinte, no passivo quando houver montantes a pagar, ou no</p><p>ativo quando houver montantes a recuperar na data do balanço.</p><p>7.2. Composição</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Circulante Circulante Circulante Não circulante Circulante Não circulante</p><p>Ativo</p><p>Saldo negativo/Antecipações de IRPJ</p><p>e CSLL 49.600 47.018 54.326 819 48.566 819</p><p>PIS e COFINS a recuperar – – 593 – 5.273 –</p><p>INSS a recuperar – – 424 1.590 395 1.539</p><p>ICMS a recuperar – – 4.448 – 3.876 –</p><p>ISS a recuperar 2 – 679 – – –</p><p>IRRF sobre juros sobre capital</p><p>próprio (JSCP) a recuperar – – 3 – – –</p><p>Outros 87 28 454 – 751 –</p><p>49.689 47.046 60.927 2.409 58.861 2.358</p><p>Passivo</p><p>IRPJ e CSLL a recolher – – 331.549 – 315.275 –</p><p>PIS e COFINS a recolher 55.741 46.194 107.773 – 97.315 –</p><p>ICMS a recolher – – 6.292 – 13.792 –</p><p>Outros 177 247 2.956 – 2.975 –</p><p>55.918 46.441 448.570 – 429.357 –</p><p>8. REPACTUAÇÃO DO RISCO HIDROLÓGICO - RIO CANOAS</p><p>Em consonância com as diretrizes estabelecidas na Lei nº 13.203/2015 e na Resolução Normativa nº 684/2015, em dezembro de</p><p>2015, a Aneel concedeu anuência ao acordo de repactuação do risco hidrológico da UHE Garibaldi para a energia no ACR.</p><p>As regras da repactuação estabeleceram opções de escolha do nível de risco hidrológico a ser assumido pelos geradores que, em</p><p>contrapartida, assumem o compromisso de pagar um prêmio de risco definido pela Aneel ao longo do prazo do contrato de venda</p><p>de energia no ACR.</p><p>Com base no patamar de risco definido nos termos da repactuação, o GSF correspondente ao ano de 2015 foi recalculado,</p><p>resultando em um montante pago a maior pela Controlada Rio Canoas que foi compensado com o valor do prêmio de seguro</p><p>estipulado pela Aneel. A quantidade repactuada foi de 42,2 MWh, ao preço unitário de R$ 14,51, perfazendo um montante de</p><p>R$ 6.132. O prazo de concessão foi estendido para 11 de janeiro de 2051 e sua apropriação será pelo prazo de venda de energia no</p><p>mercado regulado.</p><p>8.1. Composição</p><p>2023 2022</p><p>Circulante Não circulante Total Circulante Não circulante Total</p><p>Repactuação de risco hidrológico 259 5.355 5.614 259 5.614 5.873</p><p>259 5.355 5.614 259 5.614 5.873</p><p>Produto</p><p>2023</p><p>Repactuação (MW médios) Repactuação (MWh) Reembolso unitário (R$) Saldo a reembolsar</p><p>SP90 42,249 422.487 13,29 5.614</p><p>9. ATIVO FINANCEIRO VINCULADO À CONCESSÃO - RIO PARANÁ</p><p>9.1. Política contábil</p><p>O Poder Concedente realizou o leilão para outorga da concessão mediante a contratação de serviço de geração de energia elétrica,</p><p>pelo menor valor do somatório do custo de Gestão dos Ativos de Geração (GAG) e Retorno de Bonificação de Outorga (RBO), os</p><p>quais compõe a remuneração da Companhia, denominada de Receita Anual de Geração (RAG).</p><p>Os contratos de venda de energia foram todos comercializados no ACR no Sistema de Cota de Garantia Física em 2016 e, a partir</p><p>de 2017 na proporção de 70% da energia no ACR e 30% no ACL.</p><p>Do montante pago pelo direito de concessão, uma parcela possui previsão contratual de pagamentos fixos e garantidos pelo Poder</p><p>Concedente durante o prazo da concessão e sem risco de demanda. Esse montante, que equivale a 65% da RBO, está classificado</p><p>como</p><p>ativo financeiro e é atualizado pelo IPCA, conforme Resolução Normativa nº 686, de 23 de novembro de 2015. Para os demais</p><p>35% e em função do risco de demanda, a Companhia classificou como ativo intangível. Ambas as classificações estão em</p><p>conformidade com a Interpretação Técnica ICPC 01/IFRIC 12.</p><p>Esse ativo financeiro não possui um mercado ativo, todavia apresenta fluxo de caixa fixo e determinável, e, portanto, foi classificado</p><p>como “ativo financeiro”, inicialmente estimado a valor presente e subsequentemente é mensurado pelo custo amortizado, calculado</p><p>pelo método da taxa de juros efetiva.</p><p>9.2. Composição</p><p>2023 2022</p><p>Circulante Não circulante Total Circulante Não circulante Total</p><p>Principal 268.856 5.690.776 5.959.632 268.856 5.914.822 6.183.678</p><p>Juros e atualização monetária 963.700 5.322.436 6.286.136 913.878 4.812.534 5.726.412</p><p>1.232.556 11.013.212 12.245.768 1.182.734 10.727.356 11.910.090</p><p>9.3. Movimentação</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 11.910.090</p><p>Juros e atualização monetária 1.600.108</p><p>Liquidação de juros e atualização monetária (992.303)</p><p>Liquidação de principal (268.856)</p><p>Atualização do retorno da bonificação pela outorga (3.271)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 12.245.768</p><p>10. DIVIDENDOS E JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIO A RECEBER</p><p>10.1. Política contábil</p><p>A distribuição de dividendos e juros sobre capital próprio é feita para o Grupo com base no Estatuto/Contrato Social de suas</p><p>controladas e coligadas, e é reconhecido como um ativo em suas demonstrações financeiras.</p><p>10.2. Dividendos a receber</p><p>Controladora</p><p>Saldo em</p><p>2022</p><p>Dividendos</p><p>a receber</p><p>Dividendos</p><p>recebidos</p><p>Saldo em</p><p>2023</p><p>Rio Paranapanema Participações S.A. 45.332 92.253 (92.001) 45.584</p><p>Rio Canoas Energia S.A. – 35.000 (35.000) –</p><p>Rio Verde Energia S.A. 10.214 199.619 (201.714) 8.119</p><p>CTG Brasil Negócios de Energia Ltda. 1.656 9.060 – 10.716</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão II S.A. 15 – (15) –</p><p>CEJA - Companhia Energética do Jari – 33.935 (33.935) –</p><p>Elebrás Projetos S.A. 8.248 22.971 (31.219) –</p><p>CENAEEL - Central Nacional de Energia Eólica S.A. 895 2.685 (3.580) –</p><p>66.360 395.523 (397.464) 64.419</p><p>Consolidado</p><p>Saldo em</p><p>2022</p><p>Dividendos</p><p>a receber</p><p>Dividendos</p><p>recebidos</p><p>Saldo em</p><p>2023</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão II S.A. 15 – (15) –</p><p>CEJA - Companhia Energética do Jari – 33.935 (33.935) –</p><p>Elebrás Projetos S.A. 8.248 22.971 (31.219) –</p><p>CENAEEL - Central Nacional de Energia Eólica S.A. 895 2.685 (3.580) –</p><p>9.158 59.591 (68.749) –</p><p>10.3. Juros sobre capital próprio a receber</p><p>Controladora</p><p>Saldo em</p><p>2022</p><p>JSCP</p><p>a receber</p><p>JSCP</p><p>recebidos</p><p>Saldo em</p><p>2023</p><p>Rio Canoas Energia S.A. 11.050 27.200 (11.050) 27.200</p><p>Rio Verde Energia S.A. 24.650 21.250 (24.650) 21.250</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 362.668 427.835 (362.668) 427.835</p><p>CEJA - Companhia Energética do Jari 27.561 29.956 (27.561) 29.956</p><p>Elebrás Projetos S.A. 4.539 4.687 (4.539) 4.687</p><p>430.468 510.928 (430.468) 510.928</p><p>Consolidado</p><p>Saldo em</p><p>2022</p><p>JSCP</p><p>a receber</p><p>JSCP</p><p>recebidos</p><p>Saldo em</p><p>2023</p><p>CEJA - Companhia Energética do Jari 27.561 29.956 (27.561) 29.956</p><p>Elebrás Projetos S.A. 4.539 4.687 (4.539) 4.687</p><p>32.100 34.643 (32.100) 34.643</p><p>11. DEPÓSITOS JUDICIAIS</p><p>11.1. Política contábil</p><p>Algumas das empresas controladas do Grupo mantém discussões judiciais para as quais foram necessários depósitos judiciais para</p><p>suspensão de exigibilidade, entre os principais são destacados:</p><p>11.2. Movimentação</p><p>Controladora</p><p>Trabalhistas</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 –</p><p>Variações monetárias 2</p><p>Adições 25</p><p>Saldos incorporados 18</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 45</p><p>Consolidado</p><p>Trabalhistas Fiscais Ambientais Regulatórias Total</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 238 556.543 5.095 40.792 602.668</p><p>Variações monetárias 31 53.992 426 2.928 57.377</p><p>Adições 204 7 – – 211</p><p>(–) Baixas (52) – – – (52)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 421 610.542 5.521 43.720 660.204</p><p>11.3. Rio Paraná Energia</p><p>11.3.1. Fiscais:</p><p>Mandado de Segurança no qual se discute a opção pelo Lucro Presumido nos anos de 2015 e 2016. Para suspender a exigibilidade</p><p>do crédito, foi necessário realizar o depósito judicial que sofre atualização pela taxa Selic. O valor do depósito em 31 de dezembro</p><p>de 2023 é de R$ 589.421.</p><p>11.4. Rio Paranapanema Energia</p><p>11.4.1. Fiscais</p><p>a. Débitos em disputa referente à IRRF, IRPJ e CSLL - Depósitos judiciais referentes ao Mandado de Segurança ajuizado com o</p><p>objetivo de obter liminar para que seja reconhecida a quitação de valores de Imposto de Renda Retido na Fonte (IRRF), IRPJ e CSLL</p><p>sem a exigência de multa moratória, face à denúncia espontânea realizada. O valor do depósito em 31 de dezembro de 2023 é de</p><p>R$ 11.281;</p><p>b. Ação Anulatória - O depósito judicial foi realizado visando suspender a exigibilidade do débito de PIS, COFINS e CSLL referente</p><p>aos anos calendário de 2004 a 2007. O entendimento é de que esses débitos devem ser cancelados, uma vez que a aquisição de</p><p>energia de Itaipu seria isenta de PIS/COFINS. O valor depositado em 31 de dezembro de 2023 é de R$ 4.910.</p><p>11.4.2. Ambientais</p><p>Os depósitos judiciais efetuados pela Controlada nas ações anulatórias, decorrentes de autuações com pagamento de multa,</p><p>movidas contra o antigo Instituto Ambiental do Paraná (IAP), hoje Instituto Água e Terra (IAT), e Instituto Brasileiro do Meio Ambiente</p><p>e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA), e um depósito judicial efetuado em Ação de Indenização de Pescador, ambos para</p><p>garantia do juízo. O valor total depositado em 31 de dezembro de 2023 é de R$ 5.521.</p><p>11.4.3. Regulatórios:</p><p>TUSD-g - Depósitos judiciais em conexão com a obtenção de decisão judicial suspendendo a exigibilidade da multa imposta pela</p><p>Aneel pelo suposto descumprimento das obrigações de assinar os Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) e de pagar</p><p>o passivo acumulado entre julho de 2004 a junho de 2009. Para maiores detalhes, vide nota explicativa n° 15.2 para uma descrição</p><p>do andamento das discussões referentes à TUSD-g.</p><p>12. INVESTIMENTOS</p><p>12.1. Política contábil</p><p>Os investimentos que são controlados pelo Grupo consideram as regras previstas no CPC 15 (IFRS 3) - combinação de negócios e</p><p>são reconhecidos pelo método de aquisição, que consiste no somatório dos valores justos dos ativos transferidos e dos passivos</p><p>assumidos na data da transferência de controle da adquirida (data de aquisição). Os custos relacionados à aquisição são</p><p>reconhecidos no resultado, quando incorridos.</p><p>Nas aquisições de participação em empreendimentos controlados em conjunto ou em coligadas, apesar de não configurarem uma</p><p>combinação de negócios, os ativos líquidos adquiridos também foram reconhecidos inicialmente pelo valor justo.</p><p>Os investimentos do Grupo que são controlados em conjunto com uma ou mais partes e os investimentos em coligadas são</p><p>avaliados pelo método de equivalência patrimonial, levando em conta as premissas definidas pelo Pronunciamento Técnico CPC 18</p><p>- Investimento em Coligada, em Controlada e Empreendimento Controlado em Conjunto.</p><p>A participação do Grupo nos lucros ou prejuízos de seus investimentos é reconhecida na demonstração do resultado e a participação</p><p>em outros resultados abrangentes é reconhecida diretamente contra o patrimônio líquido do Grupo. O ágio nas demonstrações</p><p>financeiras individuais é apresentado no investimento.</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 10</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)continuação</p><p>continua</p><p>12.2. Movimentação</p><p>Participação</p><p>acionária</p><p>Controladora</p><p>2022</p><p>Aumento/(Redução)</p><p>de capital Dividendos</p><p>Saldos incorporados</p><p>(Nota 1.8.1)</p><p>Ajuste</p><p>investimento JSCP</p><p>Plano de</p><p>pensão</p><p>Dividendos e</p><p>JSCP prescritos</p><p>Equivalência</p><p>patrimonial 2023</p><p>Controladas</p><p>Rio Canoas Energia S.A. 100,00% 687.266 – (35.000) – – (32.000) –</p><p>– 22.535 642.801</p><p>Rio Verde Energia S.A. 100,00% 442.518 – (199.619) – – (25.000) – – 135.880 353.779</p><p>CTG Brasil Negócios de Energia Ltda. 100,00% 27.722 – (9.060) – – – – – 37.473 56.135</p><p>CTG Brasil Serviços Administrativos Ltda. 100,00% 8.814 – – (9.065) – – – – 251 –</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 66,67% 7.164.327 – – – – (503.336) – – 1.500.955 8.161.946</p><p>Rio Paranapanema Participações S.A. 66,67% 1.344.777 – (92.253) – 65 – 3.067 91 155.216 1.410.963</p><p>Arinos Energias Renováveis S.A. 100,00% 9.118 359.288 – – – – – – 1.081 369.487</p><p>Serra da Palmeira Energias Renováveis S.A. 100,00% – 691.723 – – – – – – 1.778 693.501</p><p>Coligadas</p><p>São Manoel Energia S.A. 33,33% 589.108 – – – – – – – (9.601) 579.507</p><p>CEJA - Companhia Energética do Jari 50,00% 519.150 (100.000) (33.935) – – (35.243) – – 94.643 444.615</p><p>Cachoeira Caldeirão S.A. 50,00% 279.851 – – – – – – – (16.799) 263.052</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão I S.A. 49,00% 25.406 – – – – – – – 842 26.248</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão II S.A. 49,00% 27.051 – – – – – – – 409 27.460</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão III S.A. 49,00% 32.502 – – – – – – – (1.236) 31.266</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão IV S.A. 49,00% 25.003 – – – – – – – (450) 24.553</p><p>Central Eólica Aventura I S.A. 49,00% 42.225 – – – – – – – (843) 41.382</p><p>Central Eólica Jau S.A. 49,00% 113.025 – – – – – – – 1.103 114.128</p><p>Elebrás Projetos S.A. 49,00% 83.577 – (22.971) – – (5.514) – – 32.396 87.488</p><p>CENAEEL - Central Nacional de Energia Eólica S.A. 49,00% 10.053 – (2.685) – – – – – 2.742 10.110</p><p>Ágio 375.896 – – – – – – – (21.379) 354.517</p><p>Mais-valia 600.909 – – – – – – – (39.571) 561.338</p><p>12.408.298 951.011 (395.523) (9.065) 65 (601.093) 3.067 91 1.897.425 14.254.276</p><p>Participação</p><p>acionária</p><p>Consolidado</p><p>2022</p><p>Aumento/</p><p>(Redução)</p><p>de capital Dividendos JSCP</p><p>Equivalência</p><p>patrimonial 2023</p><p>Coligadas</p><p>São Manoel Energia S.A. 33,33% 589.108 – – – (9.601) 579.507</p><p>CEJA - Companhia Energética do Jari 50,00% 519.150 (100.000) (33.935) (35.243) 94.643 444.615</p><p>Cachoeira Caldeirão S.A. 50,00% 279.851 – – – (16.799) 263.052</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão I S.A. 49,00% 25.406 – – – 842 26.248</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão II S.A. 49,00% 27.051 – – – 409 27.460</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão III S.A. 49,00% 32.502 – – – (1.236) 31.266</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão IV S.A. 49,00% 25.003 – – – (450) 24.553</p><p>Central Eólica Aventura I S.A. 49,00% 42.225 – – – (843) 41.382</p><p>Central Eólica Jau S.A. 49,00% 113.025 – – – 1.103 114.128</p><p>Elebrás Projetos S.A. 49,00% 83.577 – (22.971) (5.514) 32.396 87.488</p><p>CENAEEL - Central Nacional</p><p>de Energia Eólica S.A. 49,00% 10.053 – (2.685) – 2.742 10.110</p><p>1.746.951 (100.000) (59.591) (40.757) 103.206 1.649.809</p><p>Ao longo do exercício o Grupo realizou aportes de capital nas empresas em fase de construção relativas aos projetos Greenfield,</p><p>descritas na nota explicativa nº 1.2.</p><p>Conforme ata da AGE realizada em 26 de outubro de 2023 foi aprovada a redução de capital social da Coligada CEJA sem o</p><p>cancelamento de ações, mantendo-se inalterada a proporção da participação de cada acionista no capital social.</p><p>Parti-</p><p>cipação</p><p>acionária</p><p>Controladora</p><p>2021</p><p>Aumento/</p><p>(Redução)</p><p>de capital</p><p>Divi-</p><p>dendos JSCP</p><p>Plano</p><p>de</p><p>pensão</p><p>Dividendos</p><p>e JSCP</p><p>prescritos</p><p>Equiva-</p><p>lência</p><p>patrimonial 2022</p><p>Controladas</p><p>Rio Canoas Energia S.A. 100,00% 676.427 – – (13.000) – – 23.839 687.266</p><p>Rio Verde Energia S.A. 100,00% 348.725 – (10.214) (19.000) – – 123.007 442.518</p><p>CTG Brasil Negócios</p><p>de Energia S.A. 100,00% 22.407 – (1.656) – – – 6.971 27.722</p><p>CTG Brasil Serviços</p><p>Administrativos Ltda. 99,99% 8.271 – – – – – 543 8.814</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 66,67% 6.304.209 – – (426.669) – – 1.286.787 7.164.327</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Participações S.A. 66,67% 1.289.061 – (110.002) – 15.219 152 150.347 1.344.777</p><p>Arinos Energias</p><p>Renováveis S.A. 100,00% – 9.106 – – – – 12 9.118</p><p>Coligadas</p><p>São Manoel Energia S.A. 33,33% 603.678 – – – – – (14.570) 589.108</p><p>Parti-</p><p>cipação</p><p>acionária</p><p>Controladora</p><p>2021</p><p>Aumento/</p><p>(Redução)</p><p>de capital</p><p>Divi-</p><p>dendos JSCP</p><p>Plano</p><p>de</p><p>pensão</p><p>Dividendos</p><p>e JSCP</p><p>prescritos</p><p>Equiva-</p><p>lência</p><p>patrimonial 2022</p><p>CEJA - Companhia</p><p>Energética do Jari 50,00% 500.571 – (33.980) (32.425) – – 84.984 519.150</p><p>Cachoeira Caldeirão S.A. 50,00% 283.717 – – – – – (3.866) 279.851</p><p>Central Eólica Baixa</p><p>do Feijão I S.A. 49,00% 25.961 – (194) – – – (361) 25.406</p><p>Central Eólica Baixa</p><p>do Feijão II S.A. 49,00% 27.314 – (323) – – – 60 27.051</p><p>Central Eólica Baixa</p><p>do Feijão III S.A. 49,00% 33.918 – – – – – (1.416) 32.502</p><p>Central Eólica Baixa</p><p>do Feijão IV S.A. 49,00% 25.986 – (106) – – – (877) 25.003</p><p>Central Eólica</p><p>Aventura I S.A. 49,00% 45.225 – (998) – – – (2.002) 42.225</p><p>Central Eólica Jau S.A. 49,00% 115.107 – (1.413) – – – (669) 113.025</p><p>Elebrás Projetos S.A. 49,00% 85.047 – (30.857) (5.340) – – 34.727 83.577</p><p>CENAEEL - Central</p><p>Nacional de Energia</p><p>Eólica S.A. 49,00% 11.115 – (4.642) – – – 3.580 10.053</p><p>Ágio 397.061 – – – – – (21.165) 375.896</p><p>Mais-valia 640.480 – – – – – (39.571) 600.909</p><p>11.444.280 9.106 (194.385) (496.434) 15.219 152 1.630.360 12.408.298</p><p>Participação</p><p>acionária</p><p>Consolidado</p><p>2021 Dividendos JSCP</p><p>Equivalência</p><p>patrimonial 2022</p><p>Coligadas</p><p>São Manoel Energia S.A. 33,33% 603.678 – – (14.570) 589.108</p><p>CEJA - Companhia Energética do Jari 50,00% 500.571 (33.980) (32.425) 84.984 519.150</p><p>Cachoeira Caldeirão S.A. 50,00% 283.717 – – (3.866) 279.851</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão I S.A. 49,00% 25.961 (194) – (361) 25.406</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão II S.A. 49,00% 27.314 (323) – 60 27.051</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão III S.A. 49,00% 33.918 – – (1.416) 32.502</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão IV S.A. 49,00% 25.986 (106) – (877) 25.003</p><p>Central Eólica Aventura I S.A. 49,00% 45.225 (998) – (2.002) 42.225</p><p>Central Eólica Jau S.A. 49,00% 115.107 (1.413) – (669) 113.025</p><p>Elebrás Projetos S.A. 49,00% 85.047 (30.857) (5.340) 34.727 83.577</p><p>CENAEEL - Central Nacional de Energia Eólica S.A. 49,00% 11.115 (4.642) – 3.580 10.053</p><p>1.757.639 (72.513) (37.765) 99.590 1.746.951</p><p>12.3. Informações financeiras das Controladas e Coligadas</p><p>% de participação da Companhia Ativos totais Passivos (Circulante e Não Circulante) Patrimônio líquido Receitas Resultado líquido do exercício</p><p>2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022 2023 2022</p><p>Controladas</p><p>Rio Canoas Energia S.A. 100,00% 100,00% 928.973 975.162 286.172 287.896 642.801 687.266 126.777 117.911 22.535 23.839</p><p>Rio Verde Energia S.A. 100,00% 100,00% 550.011 651.201 196.232 208.683 353.779 442.518 235.503 234.717 135.880 123.007</p><p>CTG Brasil Negócios de Energia Ltda. 100,00% 100,00% 101.595 96.155 45.460 68.433 56.135 27.722 54.627 44.612 37.473 6.971</p><p>CTG Brasil Serviços Administrativos Ltda. 0,00% 100,00% – 8.838 – 24 – 8.814 – – 251 543</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 66,67% 66,67% 20.017.761 20.520.556 7.774.902 9.774.119 12.242.859 10.746.437 3.828.341 3.707.209 2.251.422 1.930.170</p><p>Rio Paranapanema Participações S.A. 66,67% 66,67% 2.199.484 2.097.062 83.147 79.902 2.116.337 2.017.160 – – 232.813 225.518</p><p>Arinos Energias Renováveis S.A. 100,00% 100,00% 369.815 9.122 328 4 369.487 9.118 – – 1.081 12</p><p>Serra da Palmeira Energias Renováveis S.A. 100,00% 0,00% 693.501 – – – 693.501 – – – 1.778 –</p><p>Coligadas</p><p>São Manoel Energia S.A. 33,33% 33,33% 3.742.145 3.813.421 2.003.605 2.046.080 1.738.540 1.767.341 446.946 418.165 (28.801) (43.710)</p><p>CEJA - Companhia Energética do Jari 50,00% 50,00% 1.629.327 1.826.467 740.097 788.167 889.230 1.038.300 338.638 315.195 189.285 169.966</p><p>Cachoeira Caldeirão S.A. 50,00% 50,00% 1.381.176 1.398.727 825.493 839.025 555.683 559.702 174.769 163.746 (4.019) (7.731)</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão I S.A. 49,00% 49,00% 130.443 128.948 78.104 77.100 52.339 51.848 17.406 16.549 644 (737)</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão II S.A. 49,00% 49,00% 128.136 126.977 73.672 71.770 54.464 55.207 16.348 16.167 (743) 124</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão III S.A. 49,00% 49,00% 142.970 145.574 80.695 79.244 62.275 66.330 15.964 15.742 (4.055) (2.890)</p><p>Central Eólica Baixa do Feijão IV S.A. 49,00%</p><p>“Desenvolver o mundo</p><p>com energia limpa em larga escala” é o ponto de partida para os instrumentos</p><p>normativos da Companhia desde 2019, quando foi definido juntamente com seus</p><p>valores: Priorizamos a vida; Pessoas são a nossa energia; Integridade, sempre;</p><p>Excelência em tudo; e Inovamos para transformar.</p><p>Norteada por quatro direcionadores estratégicos, a CTG Brasil promove soluções e</p><p>tecnologias que aceleram a transição energética e ajudam a superar os desafios das</p><p>mudanças climáticas. Com excelência operacional, busca operar as usinas com o</p><p>mais alto padrão de qualidade e segurança, além de conduzir os processos com as</p><p>melhores práticas de mercado.</p><p>A disciplina financeira e a eficiência comercial estabelecem uma cultura de</p><p>eficiência, garantindo que todos os processos e iniciativas visem a criação de valor e,</p><p>também, adotem soluções inovadoras para otimizar as compras de energia.</p><p>Por meio do crescimento sustentável, a Companhia desenvolve competências e</p><p>vantagens competitivas para o crescimento e fortalecimento do negócio. A atuação ESG</p><p>(sigla em inglês para Environmental, Social and Governance - Ambiental, Social e</p><p>Governança) da CTG Brasil engloba ações socioambientais e de governança para um</p><p>desempenho cada vez mais sustentável que ampliem os impactos positivos de sua</p><p>operação.</p><p>GOVERNANÇA CORPORATIVA</p><p>A CTG Brasil é uma subsidiária indireta da China Three Gorges International Limited</p><p>(CTGI) e suas controladas são constituídas como sociedades por ações e limitadas,</p><p>contando com estruturas de governança compatíveis com seus portes e modelos de</p><p>atividades.</p><p>Em sua atuação, a Companhia aplica as melhores práticas do mercado ao processo</p><p>decisório, monitoramento das atividades e prestação de contas (accountability). Em</p><p>2023, obteve o registro de companhia aberta na Comissão de Valores Mobiliários</p><p>(CVM), listada como companhia classe A, tendo instituído um modelo de governança</p><p>equivalente ao de empresas listadas no Novo Mercado da B3. Em 2023, o Conselho de</p><p>Administração (CA), instância máxima de governança da CTG Brasil, atua com dois</p><p>membros independentes e é assessorado pelos comitês de Auditoria, Riscos e Partes</p><p>Relacionadas (estatutário) e de Pessoas e ESG. Órgão responsável pela condução dos</p><p>negócios, o Comitê Executivo (EB - Executive Board) reúne o CEO e vice-presidentes e</p><p>se reporta ao CA.</p><p>Em 2023, a Companhia conduziu uma remodelação organizacional que refletisse a</p><p>atual maturidade da gestão e respondesse aos desafios da transformação do setor de</p><p>energia. A mudança buscou aproveitar oportunidades de sinergias internas, simplificar</p><p>a estrutura e adicionar mais eficiência e agilidade aos processos.</p><p>ESTRUTURA DE GOVERNANÇA CORPORATIVA (EM 31/12/2023)</p><p>Conselho de Administração</p><p>Nome Cargo</p><p>Gao Peng Presidente do Conselho</p><p>Maria Carolina Ferreira Lacerda Membro do Conselho</p><p>Raul Calfat Membro do Conselho</p><p>Wang Shenliang Membro do Conselho</p><p>Wei Junjie Membro do Conselho</p><p>Zhang Liyi Membro do Conselho</p><p>Comitê de Auditoria, Riscos e Partes Relacionadas</p><p>Nome Cargo</p><p>Maria Carolina Ferreira Lacerda Coordenadora - Membro independente</p><p>Maria Helena Pettersson Membro do Conselho</p><p>Raul Calfat Membro do Conselho</p><p>Wei Junjie Membro do Conselho</p><p>Comitê de Pessoas e ESG</p><p>Nome Cargo</p><p>Wang Shenliang Coordenador</p><p>Beatriz Botelho de Oliveira Membro do Conselho</p><p>Raul Calfat Membro do Conselho</p><p>CTG Brasil - Organograma</p><p>Minoritários</p><p>China Three Gorges</p><p>Corporation</p><p>Yangtze Three Investment</p><p>Management Co., Ltd.</p><p>China Three Gorges International Corporation</p><p>China Three Gorges International Limited</p><p>China Three Gorges International</p><p>(Luxembourg) Energy S.à.rl.</p><p>China Three Gorges LATAM</p><p>Holing S.à.rl.</p><p>Huikai Clean</p><p>Energy S.à.rl.</p><p>Rio Paraná</p><p>Energia S.A.</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Energia S.A.</p><p>Companhia</p><p>Furnas</p><p>Empresa de</p><p>Energia São</p><p>Manoel S.A.</p><p>Empresa de</p><p>Energia Cachoeira</p><p>Caldeirão S.A.</p><p>Rio Verde</p><p>Energia S.A.</p><p>Companhia</p><p>Energética do</p><p>Jari - CEJA</p><p>Serra da Palmeira</p><p>Energias Renováveis S.A.</p><p>17SPEs</p><p>CTG Negócios</p><p>de Energia Ltda</p><p>CTG Brasil</p><p>Trading Ltda.</p><p>Rio Canoas</p><p>Energia S.A.</p><p>Comercializadora</p><p>Hidrelétrica</p><p>Eólica</p><p>Holding</p><p>Minoritários</p><p>EDP Energias</p><p>do Brasil</p><p>Arinos Energia</p><p>Renováveis S.A.</p><p>7SPEs</p><p>Central Eólica Baixa</p><p>do Feijão I S.A.</p><p>Central Eólica Baixa</p><p>do Feijão II S.A.</p><p>Central Eólica Baixa</p><p>do Feijão III S.A.</p><p>Central Eólica</p><p>Baixa do Feijão IV S.A.</p><p>Central Eólica</p><p>Jau S.A.</p><p>Central Eólica</p><p>Aventura I S.A.</p><p>EDP</p><p>Renováveis</p><p>49% 51%</p><p>49% 51%</p><p>49% 51%</p><p>49% 51%</p><p>49% 51%</p><p>49% 51%</p><p>49% 51%</p><p>70%</p><p>22,3%</p><p>100%</p><p>0,76%99,24%</p><p>100%</p><p>30%</p><p>77,7%</p><p>33,33%</p><p>66,7%</p><p>33,33%</p><p>100%</p><p>66.67%</p><p>96,19%</p><p>3,81%</p><p>33,33%</p><p>33,34%</p><p>50%</p><p>50%</p><p>100%</p><p>100%</p><p>100%100%100%</p><p>China</p><p>Hong Kong</p><p>Brasil</p><p>CENAEEL - Central Nacional</p><p>de Energia Eólica S.A.</p><p>Elebrás</p><p>Projeto S.A.</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Participações S.A.</p><p>COMPLIANCE E INTEGRIDADE</p><p>A CTG Brasil zela pelo desenvolvimento, manutenção e contínua evolução do seu</p><p>programa de compliance, assim como pela disseminação dos valores corporativos e</p><p>pela criação de uma cultura de integridade. A Companhia comunica o tema e aplica</p><p>treinamentos mandatórios para 100% dos colaboradores, que encontram no Código de</p><p>Ética e Conduta as normas orientadoras sobre os padrões de comportamento esperado</p><p>em relação às atitudes e decisões fundamentadas na ética profissional e observâncias</p><p>às políticas internas e leis aplicáveis aos negócios.</p><p>O ano foi marcado por um intenso e amplo esforço de divulgação dos princípios e</p><p>práticas de compliance entre toda a força de trabalho (colaboradores e terceiros). Por</p><p>meio de encontros presenciais e virtuais e com o suporte de variadas ferramentas de</p><p>comunicação, a CTG Brasil buscou sensibilizar as pessoas quanto à importância de se</p><p>ter um ambiente saudável de trabalho, em que predominem a confiança e o respeito. As</p><p>ações ressaltaram também o papel do canal de manifestações Linha Ética e como dar</p><p>maior efetividade ao seu uso pelos colaboradores.</p><p>Como resultado, em 2023, o Programa de Compliance obteve a ISO 37301 e a 37001.</p><p>O escopo de certificação incluiu a Matriz de Riscos de Compliance e envolveu a revisão</p><p>de todos processos e políticas pertinentes ao tema, incluindo antissuborno. Também</p><p>motivou o desenvolvimento e a implementação de controles internos com vistas à</p><p>mensuração de eficiência do sistema de gestão. Com esse movimento, a Companhia</p><p>objetiva se preparar para os novos desafios em complexidade e riscos decorrentes da</p><p>construção de dois grandes complexos de geração de energia renovável.</p><p>Há uma observância estrita da adequação dos processos e sistemas internos em</p><p>relação à Lei Geral de Proteção de Dados (13.709/2013), bem como à conformidade da</p><p>Companhia em relação à lei que protege dados pessoais.</p><p>Seguindo a evolução dos processos de compliance, a due diligence de fornecedores e</p><p>parceiros passou a ser feita em um ambiente automatizado, adicionando celeridade e</p><p>ganhos de eficiência ao trabalho das diversas áreas envolvidas. A totalidade dos</p><p>terceiros concluiu o treinamento de Ética e Conduta da Companhia.</p><p>PERFORMANCE EM SUSTENTABILIDADE</p><p>A Companhia iniciou em 2023 uma revisão da estratégia de sustentabilidade, tendo em</p><p>vista as demandas dos novos negócios e do mercado, seus compromissos com a</p><p>transição para uma economia de baixo carbono e o próprio processo de transformação</p><p>organizacional. Nesse movimento, optou por unificar a agenda de sustentabilidade em</p><p>uma área de Estratégia, ESG, Comunicação Externa e Relações com Investidores, que</p><p>responde diretamente ao Conselho de Administração, fortalecendo assim o potencial de</p><p>disseminação dos compromissos e processos por toda a organização.</p><p>Entre as iniciativas relacionadas à temática desenvolvidas em 2023, destacam-se:</p><p>Desenvolvimento local - Concluído em 2023, o projeto-piloto de geração de renda</p><p>Usina de Negócios promoveu o desenvolvimento socioeconômico de três grupos</p><p>produtivos em comunidades na região da UHE Garibaldi (SC), com um saldo de 151</p><p>beneficiários de 40 famílias. O projeto será expandido, a partir de 2024, para novos</p><p>territórios, em especial na região</p><p>49,00% 123.877 124.585 75.040 73.558 48.837 51.027 15.864 14.712 (2.190) (1.790)</p><p>Central Eólica Aventura I S.A. 49,00% 49,00% 137.491 140.752 53.296 54.577 84.195 86.175 16.366 15.195 (1.979) (4.087)</p><p>Central Eólica Jau S.A. 49,00% 49,00% 414.376 416.329 182.299 185.666 232.077 230.663 50.258 46.715 1.855 (1.365)</p><p>Elebrás Projetos S.A. 49,00% 49,00% 261.887 263.565 96.956 92.999 164.931 170.566 139.551 141.915 69.714 70.872</p><p>CENAEEL - Central Nacional de Energia Eólica S.A. 49,00% 49,00% 29.806 28.580 10.983 8.064 18.823 20.516 12.432 12.527 5.050 7.307</p><p>13. IMOBILIZADO</p><p>13.1. Política contábil</p><p>Os itens que compõem o ativo imobilizado do Grupo são apresentados pelo custo histórico ou atribuído, deduzidos das respectivas</p><p>depreciações. Com exceção dos terrenos, todos os bens, ou conjuntos de bens que apresentavam valores contábeis substancialmente</p><p>diferentes dos valores justos na data da adoção das novas práticas contábeis tiveram o valor justo como custo atribuído na data</p><p>de transição em 1º de janeiro de 2009. O custo histórico inclui os gastos diretamente atribuíveis à aquisição dos itens e de</p><p>ativos qualificadores.</p><p>Os terrenos foram mantidos a custo histórico devido ao Grupo entender que são os valores aceitos pelo órgão regulador para fins de</p><p>indenização ao final da concessão/autorização por parte da Controlada Rio Paranapanema Energia.</p><p>Os custos subsequentes aos valores históricos são incluídos no valor contábil do ativo ou reconhecidos como um ativo separado,</p><p>conforme apropriado, somente quando for provável que fluam benefícios econômicos futuros associados ao item e que o custo do</p><p>item possa ser mensurado com segurança. O valor contábil de itens ou peças substituídas é baixado. Todos os outros reparos e</p><p>manutenções são lançados em contrapartida ao resultado do exercício, quando incorridos.</p><p>Os terrenos não são depreciados na Controlada Rio Paranapanema Energia. A depreciação de outros ativos é calculada usando o</p><p>método linear para alocar seus custos aos seus valores residuais durante a vida útil econômica remanescente em anos, como segue:</p><p>Vida útil econômica remanescente</p><p>Controladora</p><p>Rio</p><p>Paraná</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Energia</p><p>Rio</p><p>Canoas</p><p>Rio</p><p>Verde</p><p>Em serviço</p><p>Terrenos – – – 27 22</p><p>Reservatório, barragens e adutora – – 10 26 22</p><p>Edificações, obras civis e benfeitorias – – 15 26 17</p><p>Máquinas e equipamentos 3 6 15 23 18</p><p>Veículos 1 3 4 2 1</p><p>Móveis e utensílios 3 13 11 11 10</p><p>Sistema de transmissão e conexão – – – 26 –</p><p>Outros 2 2 2 – –</p><p>A Diretoria do Grupo entende, suportada por seus assessores legais, que não houve, até o momento, alteração nas condições de</p><p>indenização dos ativos a serem revertidos ao final da concessão/autorização por parte da Controlada Rio Paranapanema Energia e</p><p>que possui o direito à indenização do valor residual de todos os bens vinculados e reversíveis, inclusive dos terrenos, considerando</p><p>os fatos e circunstâncias disponíveis atualmente. Caso haja legislação nova que venha a alterar as condições atuais, o Grupo avaliará</p><p>os efeitos correspondentes, em suas demonstrações financeiras.</p><p>Para as Controladas Rio Canoas, Rio Verde e Rio Paraná o Grupo considera que não haverá indenização pelo poder concedente ao</p><p>final do prazo de concessão do valor residual dos bens.</p><p>Os valores de depreciação e valores residuais dos ativos são revistos e ajustados, se apropriado, ao final de cada exercício.</p><p>Os ganhos e as perdas de alienações são determinados pela comparação dos resultados das alienações com o valor contábil</p><p>residual e são reconhecidos na demonstração do resultado do exercício em “Outros resultados operacionais”.</p><p>13.2. Composição</p><p>Controladora</p><p>2023 2022</p><p>Taxa média anual</p><p>de depreciaçãoCusto</p><p>Depreciação</p><p>acumulada</p><p>Valor</p><p>líquido</p><p>Valor</p><p>líquido</p><p>Em serviço</p><p>Edificações, obras civis e benfeitorias 6.409 (6.409) – – 0,0%</p><p>Máquinas e equipamentos 5.201 (3.387) 1.814 2.154 13,1%</p><p>Veículos 2.148 (1.481) 667 1.328 22,3%</p><p>Móveis e utensílios 825 (618) 207 287 9,7%</p><p>Sistema de transmissão e conexão – – – – 0,0%</p><p>Outros 28.514 (17.765) 10.749 14.943 16,1%</p><p>43.097 (29.660) 13.437 18.712</p><p>Em curso</p><p>Edificações, obras civis e benfeitorias 380 – 380 368</p><p>Máquinas e equipamentos 1.697 – 1.697 1.579</p><p>2.077 – 2.077 1.947</p><p>Total do ativo imobilizado 45.174 (29.660) 15.514 20.659</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022</p><p>Taxa média anual</p><p>de depreciaçãoCusto</p><p>Depreciação</p><p>acumulada</p><p>Valor</p><p>líquido</p><p>Valor</p><p>líquido</p><p>Em serviço</p><p>Terrenos 365.637 (47.602) 318.035 321.698 1,0%</p><p>Reservatório, barragens e adutora 4.375.225 (2.516.426) 1.858.799 1.996.820 3,6%</p><p>Edificações, obras civis e benfeitorias 779.468 (412.803) 366.665 385.069 2,4%</p><p>Máquinas e equipamentos 1.570.530 (736.957) 833.573 857.963 3,5%</p><p>Veículos 23.550 (16.471) 7.079 9.993 11,7%</p><p>Móveis e utensílios 5.353 (2.570) 2.783 2.683 5,7%</p><p>Sistema de transmissão e conexão 11.451 (3.455) 7.996 8.308 2,7%</p><p>Outros 42.901 (26.884) 16.017 22.088 15,7%</p><p>7.174.115 (3.763.168) 3.410.947 3.604.622</p><p>Em curso</p><p>Terrenos 29.586 – 29.586 29.683</p><p>Reservatório, barragens e adutora 4.262 – 4.262 4.714</p><p>Edificações, obras civis e benfeitorias 1.687 – 1.687 4.512</p><p>Máquinas e equipamentos 1.112.900 – 1.112.900 118.465</p><p>Veículos – – – 98</p><p>Móveis e utensílios 678 – 678 221</p><p>1.149.113 – 1.149.113 157.693</p><p>Perda estimada pela não recuperabilidade</p><p>de ativos (CPC 01) (156.093) – (156.093) (156.093)</p><p>(156.093) – (156.093) (156.093)</p><p>Total do ativo imobilizado 8.167.135 (3.763.168) 4.403.967 3.606.222</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 11</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)continuação</p><p>continua</p><p>13.3. Movimentação</p><p>Controladora</p><p>Valor líquido</p><p>em 2022 Adições Baixas</p><p>Transfe-</p><p>rências</p><p>Depre-</p><p>ciação</p><p>Saldos</p><p>incorporados</p><p>Valor líquido</p><p>em 2023</p><p>Em serviço</p><p>Máquinas e equipamentos 2.154 – (6) 348 (682) – 1.814</p><p>Veículos 1.328 – (183) – (478) – 667</p><p>Móveis e utensílios 287 – – – (80) – 207</p><p>Outros 14.943 407 – – (4.601) – 10.749</p><p>18.712 407 (189) 348 (5.841) – 13.437</p><p>Em curso</p><p>Edificações, obras civis</p><p>e benfeitorias 368 12 – – – – 380</p><p>Máquinas e equipamentos 1.579 138 – (348) – 328 1.697</p><p>1.947 150 – (348) – 328 2.077</p><p>Total do ativo imobilizado 20.659 557 (189) – (5.841) 328 15.514</p><p>Consolidado</p><p>Valor líquido</p><p>em 2022 Adições Baixas</p><p>Transfe-</p><p>rências</p><p>Depre-</p><p>ciação</p><p>Contin-</p><p>gências</p><p>Valor líquido</p><p>em 2023</p><p>Em serviço</p><p>Terrenos 321.698 – – – (3.663) – 318.035</p><p>Reservatório, barragens e adutora 1.996.820 – – 19.302 (157.323) – 1.858.799</p><p>Edificações, obras civis e benfeitorias 385.069 – – 311 (18.715) – 366.665</p><p>Máquinas e equipamentos 857.963 – (26) 31.100 (55.464) – 833.573</p><p>Veículos 9.993 – (256) 99 (2.757) – 7.079</p><p>Móveis e utensílios 2.683 – (9) 415 (306) – 2.783</p><p>Sistema de transmissão e conexão 8.308 – – – (312) – 7.996</p><p>Outros 22.088 676 – – (6.747) – 16.017</p><p>3.604.622 676 (291) 51.227 (245.287) – 3.410.947</p><p>Em curso</p><p>Terrenos 29.683 81 – – – (178) 29.586</p><p>Reservatório, barragens e adutora 4.714 – (43) (409) – – 4.262</p><p>Edificações, obras civis e benfeitorias 4.512 285 (186) (2.924) – – 1.687</p><p>Máquinas e equipamentos 118.465 1.051.354 – (56.919) – – 1.112.900</p><p>Veículos 98 – – (98) – – –</p><p>Móveis e utensílios 221 675 – (218) – – 678</p><p>Outros – 1.016 – (1.016) – – –</p><p>157.693 1.053.411 (229) (61.584) – (178) 1.149.113</p><p>Perda estimada pela não recuperabilidade</p><p>de ativos (CPC 01) (156.093) – – – – – (156.093)</p><p>(156.093) – – – – – (156.093)</p><p>Total do ativo imobilizado 3.606.222 1.054.087 (520) (10.357) (245.287) (178) 4.403.967</p><p>Do valor total das adições ocorridas no exercício, o montante de R$ 1.019.340 classificado na linha de máquinas e equipamentos se</p><p>refere aos projetos Renováveis conforme nota explicativa nº 1.2</p><p>Controladora</p><p>Valor</p><p>líquido</p><p>em 2021 Adições Baixas</p><p>Transfe-</p><p>rências</p><p>Depre-</p><p>ciação</p><p>Valor líquido</p><p>em 2022</p><p>Em serviço</p><p>Edificações, obras civis e benfeitorias 51 – – – (51) –</p><p>Máquinas e equipamentos 2.372 – – 451 (669) 2.154</p><p>Veículos 1.862 – (297) 318 (555) 1.328</p><p>Móveis e utensílios 359 – – 7 (79) 287</p><p>Outros 18.508 918 – – (4.483) 14.943</p><p>23.152 918 (297) 776 (5.837) 18.712</p><p>Em curso</p><p>Edificações, obras civis e benfeitorias 175 193 – – – 368</p><p>Máquinas e equipamentos 1.875 155 – (451) – 1.579</p><p>Veículos 318 – – (318) – –</p><p>Móveis e utensílios – 7 – (7) – –</p><p>2.368 355 – (776) – 1.947</p><p>Total do ativo imobilizado 25.520 1.273 (297) – (5.837) 20.659</p><p>Consolidado</p><p>Valor líquido</p><p>em 2021 Adições Baixas</p><p>Transfe-</p><p>rências</p><p>Depre-</p><p>ciação</p><p>Contin-</p><p>gências</p><p>Valor líquido</p><p>em 2022</p><p>Em serviço</p><p>Terrenos 325.360 – – – (3.662) – 321.698</p><p>Reservatório, barragens e adutora 2.162.910 – – 1.940 (168.030) – 1.996.820</p><p>Edificações, obras civis e benfeitorias 403.597 – – 533 (19.061) – 385.069</p><p>Máquinas e equipamentos 899.776 42 (3.146) 17.388 (56.097) – 857.963</p><p>Veículos 10.756 – (297) 2.437 (2.903) – 9.993</p><p>Móveis e utensílios 2.870 – – 102 (289) – 2.683</p><p>Sistema de transmissão e conexão 8.621 – – – (313) – 8.308</p><p>Outros 27.279 1.373 – – (6.564) – 22.088</p><p>3.841.169 1.415 (3.443) 22.400 (256.919) – 3.604.622</p><p>Em curso</p><p>Terrenos 27.332 1.780 – – – 571 29.683</p><p>Reservatório, barragens e adutora 3.878 836 – – – – 4.714</p><p>Edificações, obras civis e benfeitorias 3.131 1.576 – (195) – – 4.512</p><p>Máquinas e equipamentos 95.439 59.760 – (36.734) – – 118.465</p><p>Veículos 1.368 202 – (1.472) – – 98</p><p>Móveis e utensílios 53 377 – (209) – – 221</p><p>Sistema de transmissão e conexão – 26 – (26) – – –</p><p>131.201 64.557 – (38.636) – 571 157.693</p><p>Perda estimada pela não recuperabilidade</p><p>de ativos (CPC 01) (125.740) (30.518) 165 – – – (156.093)</p><p>(125.740) (30.518) 165 – – – (156.093)</p><p>Total do ativo imobilizado 3.846.630 35.454 (3.278) (16.236) (256.919) 571 3.606.222</p><p>13.4. Expansão 15%</p><p>O Grupo informa que a Ação de Obrigação de Fazer, movida pelo Estado de São Paulo, no exercício de 2011, referente à expansão</p><p>de 15% da sua capacidade instalada, tramita em segredo de justiça e houve despacho determinando no início da fase pericial.</p><p>13.5. Custo atribuído no ativo imobilizado</p><p>O Grupo aplicou o custo atribuído na adoção inicial do IFRS de acordo com o CPC 27 - Ativo imobilizado nas Controladas Rio</p><p>Paranapanema Energia S.A. e Rio Verde Energia S.A.. A despesa incremental de depreciação, calculada sobre os ajustes ao custo</p><p>atribuído nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2023 e de 2022 foi de R$ 56.332 e R$ 61.803, respectivamente.</p><p>13.6. Análise de impairment</p><p>Em 31 de dezembro de 2023, a Controlada indireta Rio Paranapanema Energia efetuou a análise de impairment utilizando como</p><p>metodologia o valor em uso. O processo de estimativa do valor em uso envolve a utilização de premissas, julgamentos e estimativas</p><p>sobre os fluxos de caixa futuros e representa a melhor estimativa, tendo sido as referidas projeções aprovadas pela Diretoria em</p><p>2023, ou seja, a geração de caixa futuro projetada até o final da Concessão/autorização.</p><p>As principais premissas foram utilizadas na determinação do valor em uso: receitas projetadas até o fim da Concessão/autorização</p><p>da operação, em conformidade com as expectativas de preço para comercialização; e projeções do GSF e de inflação baseadas em</p><p>premissas macroeconômicas de mercado. Para os custos de capex, a projeção se baseou na programação regular de manutenção</p><p>das usinas e, para as despesas, na dinâmica do negócio e busca por sinergia, diante das premissas disponíveis para essa avaliação.</p><p>Durante o exercício de 2023, diante da variação na taxa de juros que impacta a taxa de retorno a análise de impairment dos ativos</p><p>da Controlada indireta Rio Paranapanema Energia foi observada a manutenção do saldo de valor não recuperável em 31 de</p><p>dezembro de 2023, de R$ 156.093.</p><p>Para apuração do fluxo de caixa descontado, utilizou-se a taxa de desconto (weighted average cost of capital - wacc) pré-tax de</p><p>8,84% (8,24% em 31 de dezembro de 2022).</p><p>Para os ativos não circulantes da Companhia e das outras empresas do Grupo, não foram identificados indicativos de impairment,</p><p>tampouco a necessidade de reconhecimento de quaisquer perdas pela não realização desses ativos.</p><p>14. INTANGÍVEL</p><p>14.1. Política contábil</p><p>Os itens que compõem o ativo intangível do Grupo são apresentados pelo custo histórico, deduzidos das respectivas amortizações.</p><p>O custo histórico inclui os gastos diretamente atribuíveis à aquisição dos itens e de ativos qualificadores.</p><p>A amortização dos ativos é calculada usando o método linear para alocar seus custos aos seus valores residuais durante a vida</p><p>útil-econômica remanescente em anos, como segue:</p><p>Vida útil-econômica remanescente</p><p>Contro-</p><p>ladora</p><p>Rio</p><p>Paraná</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Participações</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Energia</p><p>Rio</p><p>Canoas</p><p>Rio</p><p>Verde</p><p>Em serviço</p><p>Infraestrutura de concessão – 23 – – – –</p><p>Grandes reparos – 23 – – – –</p><p>Repactuação - Extensão da Concessão – – – – 26 –</p><p>Uso do bem público (UBP) – – – 9 28 28</p><p>Software 3 3 – 3 4 3</p><p>Direito de autorização (seband) – – 9 – – –</p><p>Recuperação de custos de compra de energia</p><p>pela extensão da concessão (acordo GSF) – 23 – 9 27 22</p><p>14.2. Composição</p><p>Controladora</p><p>2023 2022</p><p>Taxa média anual</p><p>de amortizaçãoCusto</p><p>Amortização</p><p>acumulada</p><p>Valor</p><p>líquido</p><p>Valor</p><p>líquido</p><p>Em serviço</p><p>Software 47.832 (18.921) 28.911 38.325 19,7%</p><p>47.832 (18.921) 28.911 38.325</p><p>Em curso</p><p>Software 2.355 – 2.355 1.783</p><p>Desenvolvimento de projetos 292.999 – 292.999 243.730</p><p>295.354 – 295.354 245.513</p><p>Total do ativo intangível 343.186 (18.921) 324.265 283.838</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022</p><p>Taxa média anual</p><p>de amortizaçãoCusto</p><p>Amortização</p><p>acumulada</p><p>Valor</p><p>líquido</p><p>Valor</p><p>líquido</p><p>Em serviço</p><p>Infraestrutura de concessão 6.487.682 (2.883.697) 3.603.985 3.750.898 2,4%</p><p>Grandes reparos 2.939.905 (607.831) 2.332.074 2.431.732 3,4%</p><p>Ágio 550.230 (195.713) 354.517 375.896 3,9%</p><p>Mais-Valia de Direito de Concessão 875.668 (314.330) 561.338 600.909 4,5%</p><p>Repactuação - Extensão da Concessão 24.376 (6.147) 18.229 18.927 2,9%</p><p>Uso do bem público (UBP) 131.552 (103.008) 28.544 30.545 1,5%</p><p>Software 131.566 (74.976) 56.590 73.730 13,8%</p><p>Licença operacional (LO) 4.235 (4.235) – – 0,0%</p><p>Servidão de passagem 190 – 190 190 0,0%</p><p>Direito de autorização (seband) 17.195 (9.500) 7.695 8.555 5,0%</p><p>Recuperação de custos de compra de energia pela</p><p>extensão da concessão (acordo GSF) 1.080.256 (242.604) 837.652 919.506 7,6%</p><p>12.242.855 (4.442.041) 7.800.814 8.210.888</p><p>Em curso</p><p>Software 5.807 – 5.807 4.691</p><p>Licença operacional (LO) 2.621 – 2.621 1.028</p><p>Servidão de passagem 22 – 22 22</p><p>Desenvolvimento de projetos 294.108 – 294.108 244.839</p><p>302.558 – 302.558 250.580</p><p>Total do ativo intangível 12.545.413 (4.442.041) 8.103.372 8.461.468</p><p>14.3. Movimentação</p><p>Controladora</p><p>Valor líquido em 2022 Adições Amortização Valor líquido em 2023</p><p>Software 38.325 – (9.414) 28.911</p><p>38.325 – (9.414) 28.911</p><p>Em curso</p><p>Software 1.783 572 – 2.355</p><p>Desenvolvimento de projetos 243.730 49.269 – 292.999</p><p>245.513 49.841 – 295.354</p><p>Total do ativo intangível 283.838 49.841 (9.414) 324.265</p><p>Consolidado</p><p>Valor líquido</p><p>em 2022 Adições Baixas</p><p>Transfe-</p><p>rências</p><p>Amorti-</p><p>zação</p><p>Valor líquido</p><p>em 2023</p><p>Em serviço</p><p>Infraestrutura de concessão 3.750.898 – (7) 9.557 (156.463) 3.603.985</p><p>Grandes reparos 2.431.732 – – – (99.658) 2.332.074</p><p>Ágio 375.896 – – – (21.379) 354.517</p><p>Mais-Valia de Direito de Concessão 600.909 – – – (39.571) 561.338</p><p>Repactuação - Extensão da Concessão 18.927 – – – (698) 18.229</p><p>Uso do bem público (UBP) 30.545 – – – (2.001) 28.544</p><p>Software 73.730 – – 1.063 (18.203) 56.590</p><p>Servidão de passagem 190 – – – – 190</p><p>Direito de autorização (seband) 8.555 – – – (860) 7.695</p><p>Recuperação de custos de compra de energia</p><p>pela extensão da concessão (acordo GSF) 919.506 – – – (81.854) 837.652</p><p>8.210.888 – (7) 10.620 (420.687) 7.800.814</p><p>Em curso</p><p>Software 4.691 1.379 – (263) – 5.807</p><p>Licença operacional (LO) 1.028 1.593 – –</p><p>– 2.621</p><p>Servidão de passagem 22 – – – – 22</p><p>Desenvolvimento de projetos 244.839 49.269 – – – 294.108</p><p>250.580 52.241 – (263) – 302.558</p><p>Total do ativo intangível 8.461.468 52.241 (7) 10.357 (420.687) 8.103.372</p><p>Controladora</p><p>Valor líquido</p><p>em 2021 Adições</p><p>Transfe-</p><p>rências</p><p>Amorti-</p><p>zação</p><p>Valor líquido</p><p>em 2022</p><p>Em serviço</p><p>Software 31.830 – 13.443 (6.948) 38.325</p><p>31.830 – 13.443 (6.948) 38.325</p><p>Em curso</p><p>Software 3.008 12.218 (13.443) – 1.783</p><p>Desenvolvimento de projetos 18.048 225.682 – – 243.730</p><p>21.056 237.900 (13.443) – 245.513</p><p>Total do ativo intangível 52.886 237.900 – (6.948) 283.838</p><p>Consolidado</p><p>Valor líquido</p><p>em 2021 Adições Baixas</p><p>Transfe-</p><p>rências</p><p>Amorti-</p><p>zação</p><p>Valor líquido</p><p>em 2022</p><p>Em serviço</p><p>Infraestrutura de concessão 3.890.846 – (34) 15.992 (155.906) 3.750.898</p><p>Grandes reparos 2.459.959 70.436 – – (98.663) 2.431.732</p><p>Ágio 397.061 – – – (21.165) 375.896</p><p>Mais-Valia de Direito de Concessão 640.480 – – – (39.571) 600.909</p><p>Repactuação - Extensão da Concessão 19.625 – – – (698) 18.927</p><p>Uso do bem público (UBP) 32.545 – – – (2.000) 30.545</p><p>Software 58.772 – – 28.762 (13.804) 73.730</p><p>Servidão de passagem 265 – (75) – – 190</p><p>Direito de autorização (seband) 9.415 – – – (860) 8.555</p><p>Recuperação de custos de compra de energia pela</p><p>extensão da concessão (acordo GSF) 1.001.551 – – – (82.045) 919.506</p><p>8.510.519 70.436 (109) 44.754 (414.712) 8.210.888</p><p>Em curso</p><p>Software 6.636 26.573 – (28.518) – 4.691</p><p>Licença operacional (LO) – 1.028 – – – 1.028</p><p>Servidão de passagem 22 – – – – 22</p><p>Desenvolvimento de projetos 18.048 226.791 – – – 244.839</p><p>24.706 254.392 – (28.518) – 250.580</p><p>Total do ativo intangível 8.535.225 324.828 (109) 16.236 (414.712) 8.461.468</p><p>14.4. Itens que compõem o intangível</p><p>14.4.1. Dos bens vinculados à concessão</p><p>Na Controlada Rio Paraná, os bens e as instalações utilizados na geração (imobilizado e intangível) não podem ser retirados,</p><p>alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador (Aneel).Todavia, a</p><p>Resolução Normativa nº 691/2015, disciplina a desvinculação por iniciativa do agente setorial, de bens vinculados aos serviços de</p><p>energia elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à</p><p>alienação, determinando que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada para aplicação na concessão.</p><p>14.4.2. Softwares</p><p>As licenças de softwares adquiridas são capitalizadas com base nos custos incorridos ligados diretamente ao funcionamento do</p><p>software. Esses custos são amortizados durante sua vida útil estimável conforme tempo de contrato. Os gastos relativos à</p><p>manutenção de softwares são reconhecidos como despesa, conforme incorridos. Os custos de desenvolvimento que são diretamente</p><p>atribuíveis ao projeto e aos testes de produtos de software identificáveis e exclusivos, controlados pelo Grupo, são reconhecidos</p><p>como ativos intangíveis.</p><p>14.4.3. Servidão de passagem</p><p>Servidão de passagem é o direito que a Controlada indireta Rio Paranapanema possui de passar sobre a propriedade alheia</p><p>mediante a uma contraprestação financeira, que é registrada no ativo fixo da Sociedade.</p><p>14.4.4. Uso do bem público (UBP)</p><p>Referem-se aos valores estabelecidos no Contrato de Concessão nº 03/2010 da Controlada Rio Canoas Energia S.A., Contrato de</p><p>Concessão nº 90/2002 da Controlada Rio Verde Energia S.A. e Contrato de Concessão nº 76/1999 da Controlada Rio Paranapanema</p><p>Energia S.A., como contraprestação ao direito de exploração do aproveitamento hidrelétrico calculado até o final do contrato</p><p>de concessão.</p><p>14.4.5. Repactuação extensão da concessão</p><p>Repactuação da extensão da concessão - em 2015, ocorreram grandes restrições hidrológicas que prejudicaram a produção de</p><p>energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN). Por este motivo a Lei 13.203, de 8 de dezembro de 2015, permitiu a</p><p>repactuação do risco hidrológico suportados pelos agentes de geração hidrelétrica participantes do Mecanismo de Realocação de</p><p>Energia - MRE, com efeitos a partir de 1º de janeiro de 2015. De acordo com o termo de repactuação e em decorrência de sua</p><p>retroatividade, a Controlada Rio Canoas adquiriu o direito de recuperar parcialmente o custo com o GSF de 2015. O montante de</p><p>R$ 6.651 (R$ 6.910 em 31 de dezembro de 2018) como prêmio de seguro e a outra parte como extensão da concessão (intangível)</p><p>no montante de R$ 21.145 (R$ 21.969 em 31 de dezembro de 2018), equivalente a 217 dias, para a classe do produto escolhido</p><p>(SP90), ambos serão amortizados pelo prazo da concessão.</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 12</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)continuação</p><p>continua</p><p>14.4.6. Ágio</p><p>O Grupo possui investimentos em outras empresas que devem ser avaliados considerando não só o custo de aquisição, mas</p><p>também o valor líquido do patrimônio. O ágio estará presente nos valores que compõem o patrimônio da empresa em que se investiu.</p><p>O fato é que o Grupo tem direitos sobre esses valores, pois correspondem a uma parcela do custo da aquisição.</p><p>A diferença entre o valor pago e o valor patrimonial da empresa adquirida, na proporção da participação societária que foi negociada,</p><p>é o que caracteriza o ágio. É natural que, ao pagar um montante adicional, a empresa adquirente obtenha algum benefício em troca.</p><p>Esse benefício é a chance de amortizar o ágio na apuração do IRPJ e da CSLL, na razão máximo de 1/60 ao mês, quando o lucro</p><p>real da empresa for apurado. Contudo, é essencial que a empresa compreenda toda a fundamentação do ágio, bem como as</p><p>mudanças que dão conta de novas exigências, para que se ponha em prática o benefício da amortização. A amortização do ágio é</p><p>feita de forma linear pelo prazo de concessão.</p><p>14.4.7. Mais valia de direito de concessão</p><p>O Grupo tem registrado no seu ativo intangível consolidado mais valia de direito de concessão das Controladas Rio Verde Energia</p><p>S.A..e Rio Paranapanema Participações S.A.(decorrente do investimento na Controlada indireta Rio Paranapanema Energia S.A).</p><p>14.4.8. Direito de autorização (Seband)</p><p>A Aneel autorizou a exploração do potencial hidrelétrico das Pequenas Centrais Hidrelétricas Retiro e Palmeiras respectivamente,</p><p>através das Resoluções nº 549 de 08 de outubro de 2002 e nº 706 de 17 de dezembro de 2002, em nome da Sociedade de Energia</p><p>Bandeirantes - SEBAND - Ltda. (“Seband”).</p><p>Em fevereiro de 2007, a Rio Paranapanema Participações S.A. e a Seband assinaram Contrato de Cessão e Transferência de Quotas</p><p>e Outras Avenças, objetivando a transferência dos bens e direitos relativos à exploração do aproveitamento hidrelétrico das PCH</p><p>Retiro e PCH Palmeiras para a Sapucaí-Mirim, concomitantemente à transferência integral das quotas da Controlada para a Rio</p><p>Paranapanema Participações S.A.</p><p>14.4.9. Recuperação de custos de compra de energia pela extensão da concessão (acordo GSF) (Generation Scaling</p><p>Factor-GSF) - Controladas Rio Paranapanema, Rio Verde, Rio Canoas e Rio Paraná</p><p>Refere-se ao registro da extensão da concessão, parcela dos custos incorridos com o GSF, assumido pelos titulares das usinas</p><p>hidrelétricas participantes do MRE entre 2012 e 2020, com o agravamento da crise hídrica. A alteração legal teve como objetivo a</p><p>compensação por riscos não hidrológicos causados por:</p><p>i. empreendimentos de geração denominados estruturantes, relacionados à antecipação da garantia física,</p><p>ii. às restrições na entrada em operação das instalações de transmissão necessárias ao escoamento da geração dos estruturantes e</p><p>iii. por geração fora da ordem de mérito e importação.</p><p>Referida compensação mediante a extensão da outorga, limitada a 7 anos, calculada com base</p><p>nos valores dos parâmetros</p><p>aplicados pela Aneel.</p><p>15. FORNECEDORES</p><p>15.1. Política contábil</p><p>Fornecedores e outras contas a pagar são obrigações a pagar por bens, energia elétrica, encargos de uso da rede, materiais e</p><p>serviços que foram adquiridos de fornecedores no curso normal dos negócios, sendo classificados como passivos circulantes se o</p><p>pagamento for devido no período de até um ano, caso contrário, fornecedores e outras contas a pagar são apresentados como</p><p>passivo não circulante.</p><p>Eles são, inicialmente, reconhecidos pelo valor justo e, subsequentemente, mensurados pelo custo amortizado com o uso do método</p><p>de taxa de juros efetiva. Na prática, considerando o prazo de pagamento, são normalmente reconhecidos ao valor da fatura</p><p>correspondente.</p><p>15.2. Composição</p><p>Controladora</p><p>2023 2022</p><p>Circulante Não circulante Total Total</p><p>Materiais e serviços contratados 10.874 7.343 18.217 15.137</p><p>10.874 7.343 18.217 15.137</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022</p><p>Circulante Não circulante Total Circulante Não circulante Total</p><p>Suprimento de energia elétrica 429.863 – 429.863 467.076 – 467.076</p><p>Materiais e serviços contratados 64.280 27.983 92.263 93.822 – 93.822</p><p>Encargos de uso da rede elétrica 71.771 46.621 118.392 70.726 36.542 107.268</p><p>Tust 71.488 – 71.488 70.445 – 70.445</p><p>Tusd-g 283 46.621 46.904 281 36.542 36.823</p><p>565.914 74.604 640.518 631.624 36.542 668.166</p><p>Na rubrica de suprimento de energia elétrica está registrado o efeito de R$ 384.841</p><p>(R$ 412.714 em dezembro de 2022) na Controlada Rio Paranapanema referente a liminar de garantia física, obtidas pela Companhia.</p><p>A redução no saldo ao longo de 2023 se explica basicamente pela deflação no índice Geral de Preços de Mercado (IGP-M), índice</p><p>que atualiza este saldo.</p><p>15.3. Encargos de uso da rede elétrica</p><p>A Aneel regula as tarifas que regem o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão. As tarifas devidas pelo grupo são:</p><p>i. Tarifas de Uso de Sistema de Transmissão (TUST);</p><p>ii. Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição Aplicáveis às Unidades Geradoras Conectadas aos Sistemas de Distribuição (TUSD-g);</p><p>iii. Encargos de Conexão (vide nota explicativa n° 29.3).</p><p>O Grupo atualmente discute judicialmente, via Ação Ordinária, a revisão dos valores a serem pagos por conta da Tusd-g, referente</p><p>ao período de julho de 2004 e junho de 2009, pelo entendimento de que as Demais Instalações de Transmissão (DITs) e os</p><p>Transformadores de Fronteira integram o sistema de transmissão e que a tarifa por remunerar estes ativos do sistema de transmissão</p><p>deve ser calculada com base na diretriz do sinal locacional.</p><p>Em junho de 2009, o Grupo requereu nos autos da Ação Ordinária o depósito judicial dos valores da TUSD-g e a determinação</p><p>judicial para que os Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) com as distribuidoras fossem considerados assinados.</p><p>Em junho de 2009, o pedido de depósito judicial foi indeferido, mas o juiz reconheceu os CUSD como assinados.</p><p>O Grupo recorreu da decisão que indeferiu o pedido de depósito e, em agosto de 2009, o Tribunal autorizou o depósito judicial dos</p><p>montantes relativos à diferença entre as tarifas calculadas em conformidade com a Resolução Normativa Aneel nº 349/2009 e a</p><p>Resolução nº 497/2007.</p><p>Em dezembro de 2014, foi proferida sentença em primeira instância que julgou procedentes os pedidos do Grupo na Ação Ordinária.</p><p>Contra tal decisão, as partes apresentaram recursos de apelação, cujos julgamentos estão pendentes. O Grupo efetuou o pagamento</p><p>das últimas parcelas dos depósitos judiciais no primeiro trimestre de 2012, cujo montante atualizado em 31 de dezembro de 2023 é</p><p>de R$ 133.110 (R$ 117.756 em 31 de dezembro de 2022). O passivo é apresentado líquido dos depósitos judiciais e seu saldo em</p><p>31 de dezembro de 2023 é de R$ 46.621 (R$ 36.542 em 31 de dezembro de 2022).</p><p>16. ENCARGOS SETORIAIS</p><p>16.1. Política contábil</p><p>As obrigações a recolher provenientes de encargos estabelecidos pela legislação do setor elétrico são todos criados por leis</p><p>aprovadas pelo Congresso Nacional para viabilizar a implantação de políticas públicas no setor elétrico brasileiro.</p><p>16.2. Composição</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022</p><p>Circulante Não circulante Total Circulante Não circulante Total</p><p>CFURH 40.579 – 40.579 32.044 – 32.044</p><p>P&D 71.264 35.761 107.025 82.362 34.198 116.560</p><p>TFSEE 4.868 – 4.868 4.615 – 4.615</p><p>116.711 35.761 152.472 119.021 34.198 153.219</p><p>16.2.1. Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos (CFURH)</p><p>A CFURH foi criada pela Lei nº 7.990/1989 e destina-se a compensar os Estados, o Distrito Federal e os municípios afetados pela</p><p>perda de terras produtivas, ocasionadas por inundação de áreas na construção de reservatórios de usinas hidrelétricas. Também são</p><p>beneficiados pela compensação financeira os órgãos da administração direta da União.</p><p>16.2.2. Pesquisa e desenvolvimento (P&D)</p><p>De acordo com o Contrato de Concessão, Lei nº 9.991/2000, artigo 24 da Lei nº 10.438/2002 e artigo 12 da Lei nº 10.848/2004, as</p><p>empresas concessionárias ou permissionárias de serviço público de distribuição, geração ou transmissão de energia elétrica, assim</p><p>como as autorizadas à produção independente de energia elétrica, exceto aquelas que geram energia exclusivamente a partir de</p><p>pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, cogeração qualificada, usinas eólicas ou solares, devem aplicar o montante mínimo de</p><p>1% (um por cento) de sua Receita Operacional Líquida em Pesquisa e Desenvolvimento do Setor de Energia Elétrica e Eficiência</p><p>Energética (no caso das Distribuidoras), segundo os procedimentos e regulamentos estabelecidos pela Aneel.</p><p>Em atendimento ao Ofício Circular SFF/ Aneel nº 2.409/2007, o Grupo tem apresentado os gastos com P&D no grupo das deduções</p><p>da receita bruta.</p><p>Para fins de reconhecimento dos investimentos realizados a empresa de energia elétrica deve encaminhar ao final dos projetos um</p><p>Relatório de auditoria contábil e financeira e um Relatório Técnico específicos dos projetos de P&D para avaliação final e parecer</p><p>da Aneel.</p><p>16.2.3. Taxa de fiscalização do serviço de energia elétrica (TFSEE)</p><p>A TFSEE foi instituída pela Lei nº 9.427/1996, e equivale a 0,4% do benefício econômico anual auferido pela concessionária,</p><p>permissionária ou autorizado do serviço público de energia elétrica. O valor anual da TFSEE é estabelecido pela Aneel com a</p><p>finalidade de constituir sua receita e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades. A TFSEE fixada anualmente é paga</p><p>mensalmente em duodécimos pelas concessionárias. Sua gestão fica a cargo da Aneel.</p><p>17. EMPRÉSTIMOS - RIO PARANÁ</p><p>17.1. Política contábil</p><p>Os empréstimos, eram reconhecidos, inicialmente, pelo valor justo, líquido dos custos incorridos na transação e são,</p><p>subsequentemente, demonstrados pelo custo amortizado. Qualquer diferença entre os valores captados (líquidos dos custos da</p><p>transação) e os valores de liquidação, eram reconhecidos na demonstração do resultado durante o exercício em que eles estejam</p><p>em aberto, utilizando o método da taxa efetiva de juros.</p><p>17.2. Empréstimo Tokyo - Mitsubishi UFJ</p><p>Em junho de 2016 a Controlada Rio Paraná contratou um empréstimo junto ao Banco Tokyo Mitsubishi (Banco), no valor de</p><p>R$ 2.700.000 (dois bilhões e setecentos milhões de reais), com vencimento em 29 de junho de 2023 e remuneração de DI + 0,45%.</p><p>As amortizações foram anuais sempre em junho de cada ano, no valor de R$ 675.000.</p><p>No dia 29 de junho de 2023 a Controlada Rio Paraná Energia S.A. efetuou o pagamento de principal e juros, liquidando o empréstimo</p><p>contratado junto ao Banco Tokyo Mitsubishi.</p><p>17.3. Composição</p><p>2022</p><p>Circulante</p><p>Instituição financeira Remuneração Vencimento final Principal Juros Total</p><p>Tokyo Mitsubishi DI + 0,45% ao ano 29/06/2023 675.000 707 675.707</p><p>675.000 707 675.707</p><p>17.4. Movimentação</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 675.707</p><p>Apropriação de juros 44.008</p><p>Pagamento de principal (675.000)</p><p>Pagamento de juros (44.715)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 –</p><p>18. FINANCIAMENTOS</p><p>18.1. Política contábil</p><p>Os financiamentos, são reconhecidos, inicialmente, pelo valor justo, líquido dos custos</p><p>incorridos na transação e são,</p><p>subsequentemente, demonstrados pelo custo amortizado. Qualquer diferença entre os valores captados (líquidos dos custos da</p><p>transação) e o valor de liquidação é reconhecida na demonstração do resultado durante o exercício em que os mesmos estejam em</p><p>aberto, utilizando o método da taxa efetiva de juros.</p><p>18.2. Rio Canoas Energia S.A.</p><p>Em 05 de setembro de 2012 foi autorizada a obtenção de financiamento, destinado à implantação da UHE Garibaldi, através da</p><p>Decisão de Diretoria nº 520/2012-BNDES, tendo sido firmado, em data de 10 de julho de 2012, o correspondente contrato de</p><p>financiamento mediante abertura de crédito nº 12.2.0520.1 no valor de R$ 367.830.</p><p>Para estes contratos a Controlada possui cláusulas restritivas (Covenants) normalmente aplicáveis a estes tipos de operações,</p><p>relacionados ao atendimento de índices econômico-financeiros, geração de caixa e outros. Essas cláusulas restritivas foram</p><p>atendidas e não limitam a capacidade de condução do curso normal das operações.</p><p>18.3. Rio Verde Energia S.A.</p><p>Em 10 de setembro de 2008, a Controlada firmou contrato de financiamento mediante abertura de crédito com o Banco Nacional de</p><p>Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), o qual efetuou a liberação de R$ 289.700 destinados a implantação da UHE Salto,</p><p>bem como o sistema de Transmissão associado a usina, dividido assim em dois Sub-créditos nos respectivos valores: R$ 277.937 e</p><p>de R$ 11.763.</p><p>Em 27 de outubro de 2009, foi aprovado pelo BNDES o crédito suplementar ao financiamento, no valor de R$ 23.184.</p><p>Para estes contratos a Controlada possui cláusulas restritivas (Covenants) normalmente aplicáveis a estes tipos de operações,</p><p>relacionados ao atendimento de índices econômico-financeiras, geração de caixa e outros.</p><p>18.4. Composição</p><p>Controladas</p><p>Instituição</p><p>financeira Remuneração</p><p>Vencimento</p><p>final</p><p>Consolidado</p><p>2023</p><p>Circulante Não circulante</p><p>Principal</p><p>Juros, custo</p><p>de transação</p><p>e variação</p><p>monetária Total Principal</p><p>Variação</p><p>monetária</p><p>e custo de</p><p>transação Total</p><p>Rio Canoas</p><p>Energia S.A. BNDES TJLP + 2,34% ao ano 16/06/2031 26.833 2.292 29.125 173.709 9.999 183.708</p><p>Rio Canoas</p><p>Energia S.A. BNDES TJLP 16/06/2031 65 17 82 978 62 1.040</p><p>Rio Verde</p><p>Energia S.A. BNDES TJLP + 1,81% ao ano 15/09/2026 17.979 885 18.864 38.380 1.690 40.070</p><p>Rio Verde</p><p>Energia S.A. BNDES TJLP + 2,16% ao ano 15/09/2026 4.045 344 4.389 161 85 246</p><p>48.922 3.538 52.460 213.228 11.836 225.064</p><p>Controladas</p><p>Instituição</p><p>financeira Remuneração</p><p>Vencimento</p><p>final</p><p>Consolidado</p><p>2022</p><p>Circulante Não circulante</p><p>Principal</p><p>Juros, custo</p><p>de transação</p><p>e variação</p><p>monetária Total Principal</p><p>Variação</p><p>monetária</p><p>e custo de</p><p>transação Total</p><p>Rio Canoas</p><p>Energia S.A. BNDES TJLP + 2,34% ao ano 16/06/2031 26.748 2.105 28.853 200.571 9.437 210.008</p><p>Rio Canoas</p><p>Energia S.A. BNDES TJLP 16/06/2031 147 14 161 1.000 55 1.055</p><p>Rio Verde</p><p>Energia S.A. BNDES TJLP + 1,81% ao ano 15/09/2026 20.531 932 21.463 56.272 1.871 58.143</p><p>Rio Verde</p><p>Energia S.A. BNDES TJLP + 2,16% ao ano 15/09/2026 1.494 140 1.634 4.296 279 4.575</p><p>48.920 3.191 52.111 262.139 11.642 273.781</p><p>18.5. Vencimento</p><p>Consolidado</p><p>Controladas Vencimento a longo prazo 2025 2026 2027 2028 A partir de 2029 Total</p><p>Rio Canoas Energia S.A. TJLP + 2,34% ao ano 28.263 28.263 28.263 28.263 70.656 183.708</p><p>Rio Canoas Energia S.A. TJLP 189 189 189 189 284 1.040</p><p>Rio Verde Energia S.A. TJLP + 1,81% ao ano 22.897 17.173 – – – 40.070</p><p>Rio Verde Energia S.A. TJLP + 2,16% ao ano 141 105 – – – 246</p><p>51.490 45.730 28.452 28.452 70.940 225.064</p><p>18.6. Movimentação</p><p>Consolidado</p><p>Rio Canoas Energia S.A. Rio Verde Energia S.A.</p><p>TotalTJLP + 2,34% ao ano TJLP TJLP + 1,81% ao ano TJLP + 2,16% ao ano</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 238.861 1.216 79.606 6.209 325.892</p><p>Apropriação de juros 18.385 50 5.415 373 24.223</p><p>Amortização de custos de transação – – 279 – 279</p><p>Apropriação de variação monetária 2.268 9 718 52 3.047</p><p>Pagamento de principal (28.204) (103) (21.637) (1.583) (51.527)</p><p>Pagamento de juros (18.477) (50) (5.447) (416) (24.390)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 212.833 1.122 58.934 4.635 277.524</p><p>18.7. Características dos contratos de financiamento</p><p>18.7.1. Rio Canoas Energia S.A.</p><p>Sub-créditos Juros Amortização Destinação do sub-créditos</p><p>Sub-créditos “A”: 247.300</p><p>TJLP +</p><p>2,34%</p><p>a.a.</p><p>192 prestações mensais e sucessivas,</p><p>vencendo-se a primeira prestação no</p><p>dia 15 (quinze) de julho de 2015 e a</p><p>última no dia 15 (quinze) de junho</p><p>de 2031.</p><p>Destinado à execução de obras civis e aos</p><p>demais itens gerais financiáveisSub-créditos “B”: (*) 15.000</p><p>Sub-créditos “C”: 100.000</p><p>Destinado à aquisição de máquinas e</p><p>equipamentos FINAME</p><p>Sub-créditos “D”: 3.700</p><p>Destinados a implantação do sistema de</p><p>transmissão de interesse restrito</p><p>Sub-créditos “E”: 1.830 TJLP</p><p>180 prestações mensais e sucessivas,</p><p>vencendo-se a primeira prestação no</p><p>dia 15 (quinze) de julho de 2016 e a</p><p>última no dia 15 (quinze) de junho</p><p>de 2031.</p><p>Destinados a investimentos sociais não</p><p>contemplados nos licenciamentos ambientais</p><p>e/ou nos programas socioambientais do</p><p>programa de educação ambiental (“PBA”)</p><p>Total 367.830</p><p>(*) Sub-créditos pendentes de liberação no montante de R$ 15.000. Os empréstimos e financiamentos estão atualizados pelos juros</p><p>e encargos financeiros, determinados em cada contrato, incorridos até a data destas demonstrações financeiras.</p><p>18.7.2. Rio Verde Energia S.A.</p><p>Sub-créditos Juros Amortização Destinação do sub-créditos</p><p>Sub-créditos “A”: 277.937 TJLP +</p><p>1,81%</p><p>a.a.</p><p>192 prestações mensais e sucessivas,</p><p>vencendo-se a primeira prestação no</p><p>dia 15 (quinze) de outubro de 2010 e a</p><p>última no dia 15 (quinze) de setembro</p><p>de 2026.</p><p>Destinado a aquisição de máquinas e</p><p>equipamentos nacionais, à execução de</p><p>obras civis e aos demais itens necessários a</p><p>implantação da UHE Salto</p><p>Sub-créditos “B”: 11.763 Destinando ao sistema de transmissão</p><p>Suplemento 23.184</p><p>TJLP +</p><p>2,16%</p><p>a.a.</p><p>192 prestações mensais e sucessivas,</p><p>vencendo-se a primeira prestação no</p><p>dia 15 (quinze) de outubro de 2010 e a</p><p>última no dia 15 (quinze) de setembro</p><p>de 2026.</p><p>Total 312.884</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 13</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)continuação</p><p>continua</p><p>18.8. Garantias contratuais</p><p>18.8.1. Rio Canoas Energia S.A.</p><p>As garantias do contrato são:</p><p>i. Alienação fiduciária de 100% das ações da emissora;</p><p>ii. Fiança bancária;</p><p>iii. Cessão fiduciária sobre os direitos emergentes da concessão.</p><p>18.8.2. Rio Verde Energia S.A.</p><p>As garantias do contrato são:</p><p>i. Penhor dos direitos emergentes da Concessão;</p><p>ii. Penhor dos direitos creditórios sobre o PPA firmado com a Votener;</p><p>iii. Penhor da totalidade das ações de emissão, tendo seus acionistas como intervenientes no contrato;</p><p>18.9. Cláusulas restritivas (“Covenants”)</p><p>18.9.1. Rio Canoas Energia S.A.</p><p>As cláusulas restritivas aplicadas são:</p><p>i. Sem prévia e expressa autorização do BNDES, distribuir dividendos superior a 25% do Lucro Líquido;</p><p>ii. Firmar contratos de serviços técnicos e administrativos com entes do mesmo grupo econômico, sem prévia e expressa autorização</p><p>do BNDES;</p><p>iii. Manter índice de cobertura da dívida de no mínimo 1,30.</p><p>Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2023 e 2022, a Controlada atendeu aos índices financeiros e, portanto, cumpriu</p><p>com os referidos covenants, conforme abaixo:</p><p>Acumulado dos últimos 12 meses 2023 2022</p><p>A) Geração de caixa da atividade</p><p>(+) Disponibilidade final no período imediatamente anterior 53.609 37.297</p><p>(+) Ebitda 65.287 79.036</p><p>(–) Impostos sobre o lucro 4.889 (5.375)</p><p>123.785 110.958</p><p>B) Serviço da dívida</p><p>(+) Amortização do principal 28.307 28.010</p><p>(+) Pagamento de juros 18.527 20.535</p><p>46.834 48.545</p><p>C)</p><p>Índice de cobertura do serviço da dívida = (A)/(B) igual ou superior a 1,30 2,64 2,29</p><p>18.9.2. Rio Verde Energia S.A.</p><p>As cláusulas restritivas aplicadas são:</p><p>i. Sem prévia e expressa autorização do BNDES, distribuir dividendos superior a 25% do Lucro Líquido;</p><p>ii. Firmar contratos com entes do mesmo grupo econômico, sem prévia e expressa autorização do BNDES;</p><p>iii. Manter índice de cobertura da dívida de no mínimo 1,20.</p><p>Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2023 e 2022, a Controlada atendeu aos índices financeiros e, portanto, cumpriu</p><p>com os referidos covenants, conforme abaixo:</p><p>Acumulado dos últimos 12 meses 2023 2022</p><p>A) Geração de caixa da atividade</p><p>(+) Disponibilidade final no período imediatamente anterior 172.828 32.134</p><p>(+) Ebitda 196.442 194.166</p><p>(–) Impostos sobre o lucro (56.592) (52.475)</p><p>312.678 173.825</p><p>B) Serviço da dívida</p><p>(+) Amortização do principal 23.220 22.975</p><p>(+) Pagamento de juros 5.863 7.533</p><p>29.083 30.508</p><p>C) Índice de cobertura do serviço da dívida = (A)/(B) igual ou superior a 1,20 10,75 5,70</p><p>19. DEBÊNTURES</p><p>19.1. Política contábil</p><p>As debêntures são reconhecidas, inicialmente, pelo valor justo, líquido dos custos incorridos na transação e são, subsequentemente,</p><p>demonstradas pelo custo amortizado. Qualquer diferença entre os valores captados (líquidos dos custos da transação) e o valor de</p><p>liquidação é reconhecida na demonstração do resultado durante o exercício em que eles estejam em aberto, utilizando o método da</p><p>taxa efetiva de juros.</p><p>As taxas pagas no estabelecimento das debêntures são reconhecidas como custos da transação das debêntures, uma vez que seja</p><p>provável que uma parte ou o total seja sacado. Nesse caso, a taxa é diferida até que o saque ocorra. Quando não houver evidências</p><p>da probabilidade de saque de parte ou da totalidade, a taxa é capitalizada como um pagamento antecipado de serviços de liquidez</p><p>e amortizada durante o exercício ao qual se relaciona.</p><p>As debêntures são classificadas como passivo circulante, a menos que o Grupo tenha um direito incondicional de diferir a liquidação</p><p>do passivo por, pelo menos, 12 meses após a data do balanço.</p><p>19.2. Composição</p><p>Controlada Emissão Série Remuneração Vencimento final</p><p>Consolidado</p><p>2023</p><p>Circulante Não circulante</p><p>Principal</p><p>Juros, variação monetária</p><p>e (custos de transação) Total Principal</p><p>Variação monetária e</p><p>(custos de transação) Total</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. 8ª 2 IPCA + 5,50% ao ano 15/03/2025 80.000 38.238 118.238 80.000 29.001 109.001</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. 9ª 1 DI + 1,40% ao ano 26/01/2024 180.000 10.441 190.441 – – –</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. 9ª 2 DI + 1,65% ao ano 26/01/2026 – 18.615 18.615 320.000 (357) 319.643</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 1ª 2 IPCA + 6,15% ao ano 16/06/2025 120.000 44.388 164.388 120.000 42.422 162.422</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 2ª 1 DI + 1,20% ao ano 15/06/2024 195.000 9.850 204.850 – – –</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 2ª 2 IPCA + 4,63% ao ano 15/06/2031 – (3.720) (3.720) 650.000 99.391 749.391</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 3ª Única DI + 1,29% ao ano 27/06/2027 – (8.984) (8.984) 800.000 (1.481) 798.519</p><p>575.000 108.828 683.828 1.970.000 168.976 2.138.976</p><p>Controlada Emissão Série Remuneração Vencimento final</p><p>Consolidado</p><p>2022</p><p>Circulante Não circulante</p><p>Principal</p><p>Juros, variação monetária</p><p>e (custos de transação) Total Principal</p><p>Variação monetária e</p><p>(custos de transação) Total</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. 4ª 2 IPCA + 6,07% ao ano 16/07/2023 83.350 63.621 146.971 – – –</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. 8ª 1 106,75% do DI ao ano 15/03/2023 80.000 4.876 84.876 – – –</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. 8ª 2 IPCA + 5,50% ao ano 15/03/2025 – 8.909 8.909 160.000 48.066 208.066</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. 9ª 1 DI + 1,40% ao ano 26/01/2024 – 11.082 11.082 180.000 (26) 179.974</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. 9ª 2 DI + 1,65% ao ano 26/01/2026 – 20.039 20.039 320.000 (687) 319.313</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 1ª 1 DI + 1,05% ao ano 15/06/2023 120.000 (771) 119.229 – – –</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 1ª 2 IPCA + 6,15% ao ano 16/06/2025 – 3.906 3.906 240.000 68.749 308.749</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 2ª 1 DI + 1,20% ao ano 15/06/2024 – 9.974 9.974 195.000 (155) 194.845</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 2ª 2 IPCA + 4,63% ao ano 15/06/2031 – (3.513) (3.513) 650.000 62.922 712.922</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 3ª Única DI + 1,29% ao ano 27/06/2027 – (8.424) (8.424) 800.000 (2.094) 797.906</p><p>283.350 109.699 393.049 2.545.000 176.775 2.721.775</p><p>19.3. Vencimento</p><p>Consolidado</p><p>Controladas Vencimento a longo prazo 2025 2026 2027 A partir de 2029 Total</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. Debêntures 8ª emissão série 2 109.001 – – – 109.001</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. Debêntures 9ª emissão série 2 159.822 159.821 – – 319.643</p><p>Rio Paraná Energia S.A. Debêntures 1ª emissão série 2 162.422 – – – 162.422</p><p>Rio Paraná Energia S.A. Debêntures 2ª emissão série 2 – – – 749.391 749.391</p><p>Rio Paraná Energia S.A. Debêntures 3ª emissão série única – 398.772 399.747 – 798.519</p><p>431.245 558.593 399.747 749.391 2.138.976</p><p>19.4. Movimentação</p><p>Consolidado</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. Rio Paraná Energia S.A.</p><p>Total</p><p>4ª Emissão 8ª Emissão 9ª emissão 1ª Emissão 2ª Emissão 3ª Emissão</p><p>Série 2 Série 1 Série 2 Série 1 Série 2 Série 1 Série 2 Série 1 Série 2 Série única</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 146.971 84.876 216.975 191.056 339.352 119.229 312.655 204.819 709.409 789.482 3.114.824</p><p>Amortização de custos de transação 39 63 178 312 357 – – 373 – 613 1.935</p><p>Capitalização de custos de transação – – – – – 114 942 – 1.734 – 2.790</p><p>Apropriação de juros 6.588 623 11.943 25.402 46.200 – – 27.136 – 112.027 229.919</p><p>Capitalização de juros – – – – – 9.113 18.129 – 34.682 – 61.924</p><p>Apropriação de variação monetária 4.782 – 9.803 – – – – – – – 14.585</p><p>Capitalização de variação monetária – – – – – – 14.496 – 34.388 – 48.884</p><p>Pagamento de debêntures (83.350) (80.000) – – – (120.000) – – – – (283.350)</p><p>Pagamento de juros (8.994) (5.562) (11.660) (26.329) (47.651) (8.456) (19.412) (27.478) (34.542) (112.587) (302.671)</p><p>Pagamento de variação monetária (66.036) – – – – – – – – – (66.036)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 – – 227.239 190.441 338.258 – 326.810 204.850 745.671 789.535 2.822.804</p><p>19.5. Características dos contratos de debêntures</p><p>Controladas Emissão Série Remuneração</p><p>Registro CVM</p><p>da Emissão</p><p>Data da</p><p>emissão</p><p>Data de</p><p>vencimento</p><p>Quantidade</p><p>emitida</p><p>Valor</p><p>nominal Agente fiduciário</p><p>Periodicidade</p><p>de pagamento</p><p>dos juros</p><p>Número de</p><p>parcelas Destinação de recursos das debêntures</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 1ª 2</p><p>IPCA + 6,15%</p><p>ao ano</p><p>Resolução</p><p>CVM nº 160/22 15/06/2018 16/06/2025 240.000 1</p><p>Pentágono S.A. Distribuidora de</p><p>Títulos e Valores Mobiliários Semestral 2</p><p>Pagamentos de gastos, despesas e/ou dívidas relacionadas ao Projeto</p><p>de modernização das UHE’s</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 2ª 1</p><p>DI + 1,20%</p><p>ao ano</p><p>Resolução</p><p>CVM nº 160/22 15/06/2021 15/06/2024 195.000 1</p><p>Pentágono S.A. Distribuidora de</p><p>Títulos e Valores Mobiliários Semestral 1 Reforço de capital de giro</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 2ª 2</p><p>IPCA + 4,63%</p><p>ao ano</p><p>Resolução</p><p>CVM nº 160/22 15/06/2021 15/06/2031 650.000 1</p><p>Pentágono S.A. Distribuidora de</p><p>Títulos e Valores Mobiliários Semestral 3 Projeto de modernização das usinas Jupiá e Ilha solteira</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 3ª Única</p><p>DI + 1,29%</p><p>ao ano</p><p>Resolução</p><p>CVM nº 160/22 27/06/2022 27/06/2027 800.000 1</p><p>Pentágono S.A. Distribuidora de</p><p>Títulos e Valores Mobiliários Semestral 2 Alongamento do perfil do endividamento e reforço de capital de giro</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. 8ª 2</p><p>IPCA + 5,50%</p><p>ao ano</p><p>Resolução</p><p>CVM nº 160/22 15/03/2018 15/03/2025 160.000 1</p><p>Planner Trustee Distribuidora de</p><p>Títulos e Valores Mobiliários Anual 2</p><p>Pagamento de principal da segunda parcela da quinta emissão da</p><p>primeira série, principal da terceira parcela da quarta emissão da primeira</p><p>série e principal da parcela única da sexta emissão.</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. 9ª 1</p><p>DI + 1,40%</p><p>ao ano</p><p>Resolução</p><p>CVM nº 160/22 26/01/2021 26/01/2024 180.000 1</p><p>Pentágono S.A. Distribuidora</p><p>de</p><p>Títulos e Valores Mobiliários Semestral 1</p><p>Pagamento de principal da primeira parcela da quarta emissão, principal</p><p>da terceira parcela da quinta emissão, principal da primeira da sétima</p><p>emissão e reforço de capital de giro.</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. 9ª 2</p><p>DI + 1,65%</p><p>ao ano</p><p>Resolução</p><p>CVM nº 160/22 26/01/2021 26/01/2026 320.000 1</p><p>Pentágono S.A. Distribuidora de</p><p>Títulos e Valores Mobiliários Semestral 2</p><p>Pagamento de principal da primeira parcela da quarta emissão, principal</p><p>da terceira parcela da quinta emissão, principal da primeira da sétima</p><p>emissão e reforço de capital de giro.</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 14</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)continuação</p><p>continua</p><p>19.6. Garantias contratuais</p><p>19.6.1. Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>Não há garantias expressas em contrato</p><p>19.6.2. Rio Paraná Energia S.A.</p><p>Não há garantias expressas em contrato</p><p>19.7. Cláusulas restritivas (Covenants)</p><p>19.7.1. Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>19.7.1.1. Covenants financeiros</p><p>As cláusulas restritivas previstas no Instrumento Particular de Escritura de Emissão Pública de Debêntures Não Conversíveis em</p><p>Ações da Oitava e Nona emissão da Controlada são:</p><p>i. Índice entre divisão da Dívida Líquida pelo Ebitda que deverá ser igual ou inferior a 3,20;</p><p>ii. Índice entre divisão do Ebitda pelo Resultado Financeiro que deverá ser igual ou superior a 2,0;</p><p>iii. Redução de capital da Controlada poderá ser realizada se observado o limite igual ou inferior a 0,9, do índice financeiro quociente</p><p>da divisão da dívida total pelo somatório da dívida total e capital social da Rio Paranapanema, na 8ª e 9ª emissão, tendo por base as</p><p>então mais recentes Demonstrações Financeiras da Controlada.</p><p>Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2023 e 2022, a Controlada atendeu aos referidos índices financeiros e, cumprindo</p><p>assim, os referidos covenants, conforme abaixo:</p><p>Índice financeiro Limites 2023 2022</p><p>Ebitda/Resultado financeiro Igual ou superior a 2,0 20,04 4,91</p><p>Dívida líquida/Ebitda Igual ou inferior a 3,2 0,43 1,00</p><p>Dívida total/(Dívida total + Capital social) Igual ou inferior a 0,7 0,47 0,54</p><p>19.7.1.2. Covenants não financeiros</p><p>Além das cláusulas restritivas relacionadas a índices financeiros mencionados anteriormente, há cláusulas restritivas referentes a</p><p>outros assuntos da Oitava e Nona emissão, os quais vêm sendo atendidas pela Controlada Rio Paranapanema Energia, dos quais</p><p>destacamos os mais relevantes:</p><p>i. Inadimplemento no pagamento de quaisquer outras obrigações financeiras, de forma agregada ou individual, contraídas pela</p><p>Emissora, no mercado local ou internacional em valor igual ou superior a R$ 32 milhões para a 8ª emissão e R$ 70 milhões para a</p><p>9ª emissão;</p><p>ii. 8ª/9ª debêntures - Transferência de controle acionário direto ou indireto da Controlada Rio Paranapanema Energia, desde que após</p><p>tal transferência as classificações de risco pela Moody’s ou Standard & Poor’s ou na falta destas, a Fitch, rebaixar, por motivos</p><p>diretamente ligados à transferência do controle acionário, a classificação de risco da Controlada Rio Paranapanema Energia em dois</p><p>níveis em relação à classificação de risco vigente na data da emissão;</p><p>iii. Cisão, fusão, incorporação (no qual a Controlada Rio Paranapanema Energia seja cindida ou incorporada), exceto previamente</p><p>autorizado por debenturistas obedecendo às cláusulas estabelecidas na escritura da debênture;</p><p>iv. Término antecipado ou intervenção, por qualquer motivo, de quaisquer dos contratos de concessão pelo poder concedente relativo</p><p>ao serviço público de energia elétrica.</p><p>As outras cláusulas restritivas estão detalhadas nas escrituras de emissão das debêntures, disponível no site https://ri.ctgbr.com.br.</p><p>19.7.2. Rio Paraná Energia S.A.</p><p>19.7.2.1. Covenants financeiros</p><p>No Instrumento Particular de Escritura de Emissão Pública de Debêntures Não Conversíveis em Ações da Primeira, Segunda e</p><p>Terceira emissão:</p><p>i. Índice entre divisão da Dívida Líquida pelo Ebitda, que deverá ser igual ou inferior a 3,20;</p><p>ii. Índice entre divisão do Ebitda pelo Resultado Financeiro, que deverá ser igual ou superior a 2,0;</p><p>iii. Redução de capital da Controlada poderá ser realizada se observado o limite igual ou inferior a 0,90 (noventa centésimos), do</p><p>índice financeiro quociente da divisão da dívida total pelo somatório da dívida total e capital social da Controlada, tendo por base as</p><p>então mais recentes Demonstrações Financeiras Regulatórias (Aneel).</p><p>Índice financeiro Limites 2023 2022</p><p>Ebitda/Resultado financeiro ajustado Igual ou superior a 2,0 19,39 12,19</p><p>Dívida líquida/Ebitda Igual ou inferior a 3,2 0,50 0,60</p><p>Dívida total/(Dívida total+Capital social) Igual ou inferior a 0,9 0,24 0,30</p><p>19.7.2.2. Covenants não financeiros</p><p>Além das cláusulas restritivas relacionadas a índices financeiros mencionados anteriormente, há cláusulas restritivas referentes a</p><p>outros assuntos da Primeira, Segunda e Terceira emissão, os quais vêm sendo atendidas pela Controlada, dos quais destacamos os</p><p>mais relevantes:</p><p>i. Inadimplemento no pagamento de quaisquer outras obrigações financeiras, de forma agregada ou individual, em valor igual ou</p><p>superior a R$ 75 milhões da 1ª emissão, R$ 100 milhões na 2ª emissão e 115 milhões da 3ª emissão;</p><p>ii. Alteração societária que resulte na exclusão de forma direta ou indireta da Controlada, salvo se o(s) novo(s) acionista(s)</p><p>controlador(es) direto(s) ou indireto(s) possuir(em) classificação de risco (rating) mínimo Aa1.br, conforme classificação atribuída</p><p>pela Moody’s, ou brAA+ pela Standard & Poor’s, ou na falta desses, AA+(bra) pela Fitch Ratings;</p><p>iii. Cisão, fusão, incorporação (no qual a Controlada Rio Paraná Energia seja cindida ou incorporada), exceto previamente autorizado</p><p>por debenturistas obedecendo às cláusulas estabelecidas na escritura da debênture;</p><p>iv. Término antecipado ou intervenção, por qualquer motivo, de quaisquer dos contratos de concessão pelo poder concedente relativo</p><p>ao serviço público de energia elétrica;</p><p>As outras cláusulas restritivas estão detalhadas nas escrituras de emissão das debêntures, disponíveis publicamente.</p><p>20. DIVIDENDOS E JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIO A PAGAR</p><p>20.1. Política contábil</p><p>A distribuição de dividendos e juros sobre capital próprio é feita para os acionistas da Companhia com base no seu Estatuto Social,</p><p>e é reconhecida como um passivo em suas demonstrações financeiras. À medida em que a deliberação dos juros sobre capital</p><p>próprio acontece, 15% são retidos para recolhimento do IR incidente, que é registrado em conta apropriada.</p><p>20.2. Dividendos a pagar Controladora</p><p>Saldo em 2022 Saldo em 2023</p><p>China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.À.R.L. 1.132.713 1.132.713</p><p>China Three Gorges Latam Holding S.À.R.L. 8.720 8.720</p><p>1.141.433 1.141.433</p><p>Consolidado</p><p>Saldo</p><p>em 2022</p><p>Dividendos</p><p>intermediários/</p><p>propostos</p><p>Dividendos</p><p>pagos Prescrições (*)</p><p>Saldo</p><p>em 2023</p><p>China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.À.R.L. 1.132.713 – – – 1.132.713</p><p>China Three Gorges Latam Holding S.À.R.L. 8.720 – – – 8.720</p><p>Huikai Clean Energy S.À.R.L. 22.662 46.120 (45.993) – 22.789</p><p>Acionistas minoritários 4.126 10.897 (2.885) (97) 12.041</p><p>1.168.221 57.017 (48.878) (97) 1.176.263</p><p>(*) Os dividendos não reclamados no prazo de três anos, a contar da data em que tenham sido disponibilizados ao acionista,</p><p>prescreverão conforme artigo 287 da Lei nº 6.404/76.</p><p>20.3. Juros sobre capital próprio a pagar</p><p>Controladora</p><p>Saldo</p><p>em 2022</p><p>JSCP</p><p>a pagar</p><p>Saldo</p><p>em 2023</p><p>China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.À.R.L. 545.748 447.058 992.806</p><p>China Three Gorges Latam Holding S.À.R.L. 4.202 3.442 7.644</p><p>549.950 450.500 1.000.450</p><p>Consolidado</p><p>Saldo</p><p>em 2022</p><p>JSCP</p><p>a pagar</p><p>JSCP</p><p>pagos Prescrições (*)</p><p>Reclas-</p><p>sificações</p><p>Saldo</p><p>em 2023</p><p>China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.À.R.L. 545.748 447.058 – – – 992.806</p><p>China Three Gorges Latam Holding S.À.R.L. 4.202 3.442 – – – 7.644</p><p>Huikai Clean Energy S.À.R.L. 181.332 213.915 (181.332) – – 213.915</p><p>Acionistas minoritários 3.419 3.562 (3.446) (45) 275 3.765</p><p>734.701 667.977 (184.778) (45) 275 1.218.130</p><p>(*) Os juros sobre capital próprio não reclamados no prazo de três anos, a contar da data em que tenham sido disponibilizados ao</p><p>acionista, prescreverão conforme artigo 287 da Lei nº 6.404/76.</p><p>21. USO DO BEM PÚBLICO (UBP) - RIO VERDE E RIO CANOAS</p><p>21.1. Política contábil</p><p>Pela exploração da geração de energia elétrica outorgada através dos contratos de concessões nº 03/2010 da Controlada Rio</p><p>Canoas Energia S.A. e nº 90/2002 da Controlada Rio Verde Energia S.A., como contraprestação ao direito de exploração do</p><p>aproveitamento hidrelétrico o Grupo paga, valores anuais, contados a partir das assinaturas dos contratos, em parcelas mensais</p><p>referentes à UBP. Tais desembolsos, a valores históricos, foram reconhecidos no grupo de intangíveis, e são amortizados ao longo</p><p>do exercício de concessão.</p><p>A taxa de desconto no cálculo do valor presente é de 9,63% não tendo vinculação com a expectativa de retorno do projeto.</p><p>21.2. Composição</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022</p><p>Circulante Não circulante Total Circulante Não circulante Total</p><p>Valor nominal 3.765 86.034 89.799 3.761 89.831 93.592</p><p>(–) Ajuste a valor presente (181) (53.568) (53.749) (182) (56.858) (57.040)</p><p>3.584 32.466 36.050 3.579 32.973 36.552</p><p>21.3. Movimentação</p><p>Principal Ajuste a valor presente Total</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 93.592 (57.040) 36.552</p><p>Ajuste a valor presente – 3.291 3.291</p><p>Pagamento (3.756) – (3.756)</p><p>Atualização monetária (37) – (37)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 89.799 (53.749) 36.050</p><p>22. PARTES RELACIONADAS</p><p>22.1. Política contábil</p><p>As partes relacionadas, são reconhecidas, inicialmente, pelo valor justo, líquido dos custos incorridos na transação e são,</p><p>subsequentemente, demonstrados pelo custo amortizado. Qualquer diferença entre os valores captados (líquidos dos custos da</p><p>transação) e o valor de liquidação é reconhecida na demonstração do resultado durante o exercício em que os mesmos estejam em</p><p>aberto, utilizando o método da taxa efetiva de juros.</p><p>O Grupo é controlado em última instância pela China Three Gorges Corporation, uma empresa de energia estatal chinesa. Para todas</p><p>as transações as premissas contratuais são as mesmas praticadas em mercado.</p><p>22.2. Remuneração do pessoal-chave da Administração</p><p>Em 28 de abril de 2023, em Assembleia Geral Ordinária (AGO), foi aprovado o valor da remuneração anual da Administração da</p><p>Companhia no montante global de até R$ 20.789 para 2023, sendo distribuído da seguinte forma: (a) R$ 6.339 para o Conselho de</p><p>Administração; (b) R$ 14.450 para a Diretoria.</p><p>Segue detalhe da remuneração relacionada às pessoas-chave da Administração:</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Benefícios de curto prazo para administradores 10.330 10.299 19.178 20.233</p><p>Benefícios pós-emprego 227 239 605 612</p><p>Conselho fiscal – – 1.247 1.181</p><p>10.557 10.538 21.030 22.026</p><p>22.3. Transações locais</p><p>A Controladora possui contrato de compartilhamento de despesas com as suas Controladas Rio Canoas Energia S.A., Rio Verde</p><p>Energia S.A., Rio Paraná Energia S.A. e Rio Paranapanema Energia S.A. aprovado pela Aneel, conforme despacho nº 2018, de</p><p>10 de julho de 2017.</p><p>O Grupo possui contrato de compartilhamento de recursos técnicos, entre as empresas Controladas Rio Paraná Energia S.A.,</p><p>Rio Canoas Energia S.A., Rio Verde Energia S.A. e Rio Paranapanema Energia S.A., contrato este que foi previamente aprovado pelo</p><p>Despacho Aneel nº 3.620, de 11 de novembro de 2021. E para fins de divulgação no consolidado os efeitos são eliminados.</p><p>O grupo possui operações de compra e venda de energia entre controladas e coligadas.</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Ativo Ativo Ativo Passivo Ativo Passivo</p><p>Circu-</p><p>lante</p><p>Circu-</p><p>lante</p><p>Circu-</p><p>lante</p><p>Circu-</p><p>lante</p><p>Não</p><p>circu-</p><p>lante Total</p><p>Circu-</p><p>lante</p><p>Circu-</p><p>lante</p><p>Não cir-</p><p>culante Total</p><p>Rio Canoas Energia S.A. 598 509 – – – – – – – –</p><p>Rio Verde Energia S.A. 262 223 – – – – – – – –</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 7.667 6.523 – – – – – – – –</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. 4.004 2.394 – – – – – – – –</p><p>Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda. – 186 – – – – – – – –</p><p>São Manoel Energia S.A. – – 1.045 4.189 – 4.189 1.015 4.356 – 4.356</p><p>China Three Gorges (Luxembourg)</p><p>Energy S.À.R.L. – – – 381.345 746.367 1.127.712 – 818.266 1.608.791 2.427.057</p><p>12.531 9.835 1.045 385.534 746.367 1.131.901 1.015 822.622 1.608.791 2.431.413</p><p>22.4. Resultado</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Comparti-</p><p>lhamento de</p><p>infraestrutura</p><p>Comparti-</p><p>lhamento de</p><p>infraestrutura</p><p>Venda de</p><p>energia</p><p>Compra</p><p>de energia Total</p><p>Venda de</p><p>energia</p><p>Compra</p><p>de energia Total</p><p>Rio Canoas Energia S.A. 4.516 4.394 – – – – – –</p><p>Rio Verde Energia S.A. 1.978 1.871 – – – – – –</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 57.883 56.319 – – – – – –</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. 21.465 20.743 – – – – – –</p><p>Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda. 1.429 1.672 – – – – – –</p><p>São Manoel Energia S.A. – – 6.205 (42.945) (36.740) 6.022 (43.797) (37.775)</p><p>87.271 84.999 6.205 (42.945) (36.740) 6.022 (43.797) (37.775)</p><p>22.5. Transações com China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.À.R.L</p><p>Em 22 de agosto de 2016, a Controlada Rio Paraná assinou o Contrato de Cessão por meio do qual a ICBC Luxembourg concordou</p><p>em ceder e transferir à China Three Gorges (Luxembourg) S.À.R.L., seus direitos e obrigações relacionados ao financiamento existente.</p><p>O contrato teve anuência do órgão regulador, conforme despacho Aneel nº 2.686, de 5 de outubro de 2016 através da Superintendência</p><p>de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF). A transação foi efetuada em dólar e com juros de 6,20% ao ano em 2016 e, a partir</p><p>de 2017, essa taxa de juros passou a ser de 4,29% ao ano.</p><p>Em 01 de março de 2019 foi celebrado o primeiro aditivo deste contrato mantendo as condições de juros, porém prolongando o</p><p>vencimento para 20 de maio de 2023 e alterando as parcelas de principal de $ 25.000.000 (vinte e cinco milhões de dólares) para</p><p>$ 57.812.500 (cinquenta e sete milhões, oitocentos e doze mil e quinhentos dólares) a partir de 20 de maio de 2019.</p><p>Em 11 de novembro de 2022 foi celebrado o segundo aditivo deste contrato mantendo as condições de juros, porém prolongando o</p><p>valor de vencimento para 20 de novembro de 2025 e alterando as parcelas de principal de $ 57.812.500 (cinquenta e sete milhões,</p><p>oitocentos e doze mil e quinhentos dólares) para $ 77.083.333 (setenta e sete milhões, oitenta e três mil, trezentos e trinta e três</p><p>dólares).</p><p>O contrato foi atualizado pelos juros e encargos financeiros, determinados e incorridos até a data desta demonstração financeira e a</p><p>taxa de conversão para 31 de dezembro de 2023 em dólar foi de R$ 4,8413, conforme Banco Central do Brasil.</p><p>O contrato não possui nenhuma cláusula de Covenants.</p><p>22.5.1. Movimentação</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 2.427.057</p><p>Apropriação de juros 80.105</p><p>Pagamento de juros (77.780)</p><p>Pagamento de principal (1.141.968)</p><p>Variação cambial ativa (399.722)</p><p>Variação cambial passiva 248.054</p><p>Pagamento IRRF (8.034)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 1.127.712</p><p>22.5.2. Vencimento</p><p>Vencimento a longo prazo 2025</p><p>China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.À.R.L. 746.367</p><p>746.367</p><p>Em razão das oportunidades em relação às taxas de conversão, a Controlada Rio Paraná amortizou de forma antecipada, as</p><p>parcelas de maio e novembro de 2023 e a parcela a vencer de maio de 2024.</p><p>Com isso, a Controlada reduziu o valor de face de atualização dos juros dessa obrigação e o respectivo efeito da variação cambial.</p><p>22.6. Características do contrato com a CTG Lux</p><p>Controladas Remuneração</p><p>Data da</p><p>emissão</p><p>Data de</p><p>vencimento</p><p>Periodicidade de</p><p>pagamento dos juros</p><p>Número de</p><p>parcelas Destinação de recursos das debêntures</p><p>Rio Paraná Energia S.A. 4,29% ao ano + USD 22/08/2016 20/11/2025 semestral 17</p><p>Pagamento da primeira parcela da bonificação da outorga para a exploração,</p><p>pelo prazo de 30 anos, das usinas hidrelétricas de Ilha Solteira e Eng. Souza Dias (Jupiá).</p><p>23. PROVISÕES PARA GRANDES REPAROS - RIO PARANÁ</p><p>23.1. Política contábil</p><p>A Controlada Rio Paraná possui contratos dentro do alcance do ICPC 01 (Interpretação técnica baseada do IFRIC 12) que envolvem</p><p>uma entidade privada (concessionário) que constrói a infraestrutura usada para prestar os serviços públicos ou melhorá-la, além de</p><p>operá-la e mantê-la pelo prazo da concessão.</p><p>Com base em estimativas de engenheiros e administração foi provisionado o valor total que se espera despender nos reparos</p><p>necessários para a operação das unidades geradoras dentro das condições previstas no Edital do Leilão. A estimativa de gastos</p><p>somente é confirmada na abertura das máquinas, sendo assim, a real dimensão da necessidade de reparo somente será apurada</p><p>na abertura de cada item. Adicionalmente, mudanças no cronograma para os reparos podem afetar de forma relevante a provisão</p><p>constituída. Espera-se que o projeto seja concluído até 2038, período em que haverá dispêndio de caixa necessário a viabilização</p><p>do projeto.</p><p>As provisões foram contabilizadas como obrigações no início da concessão, trazidas a valor presente, em contrapartida do ativo</p><p>intangível. Posteriormente, as provisões são atualizadas considerando a taxa efetiva, o andamento do projeto e realização conforme</p><p>são efetivados os gastos.</p><p>Trimestralmente as provisões são revistas e sempre que houver andamento do projeto que demonstre que as estimativas de</p><p>desembolso precisem ser atualizadas, tais efeitos serão refletidos nos livros contábeis e, consequentemente, nas demonstrações</p><p>financeiras.</p><p>Em caso de aumento na base da provisão, o efeito é registrado contra o intangível. Quando a revisão é em razão da alteração do</p><p>fluxo dos dispêndios, esse efeito impacta o resultado.</p><p>23.2. Composição</p><p>2023 2022</p><p>Circulante Não circulante Total Circulante Não circulante Total</p><p>Provisões para grandes reparos 382.992 3.148.661 3.531.653 374.798 3.750.354 4.125.152</p><p>(–) Ajuste a valor presente (44.061) (1.603.501) (1.647.562) (43.118) (2.027.834) (2.070.952)</p><p>338.931 1.545.160 1.884.091 331.680 1.722.520 2.054.200</p><p>23.3. Movimentação</p><p>Provisões para grandes reparos Ajuste a valor presente Total</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 4.125.152 (2.070.952) 2.054.200</p><p>Realização de provisões (287.165) – (287.165)</p><p>Atualização (306.334) – (306.334)</p><p>Amortização - Ajuste a valor presente – 423.390 423.390</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 3.531.653 (1.647.562) 1.884.091</p><p>24. PROVISÕES PARA RISCOS</p><p>24.1. Política contábil</p><p>As provisões para as perdas decorrentes dos riscos classificados como prováveis são reconhecidas contabilmente, desde que:</p><p>i. haja uma obrigação presente (legal ou não formalizada) como resultado de eventos passados;</p><p>ii. é provável que seja necessária uma saída de recursos para liquidar a obrigação; e</p><p>iii. o valor puder ser estimado com segurança.</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 15</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)continuação</p><p>continua</p><p>As perdas classificadas como possíveis não são reconhecidas contabilmente, sendo divulgadas nas notas explicativas. As</p><p>contingências cujas perdas são classificadas como remotas não são provisionadas nem divulgadas, exceto quando, em virtude da</p><p>visibilidade do processo, o Grupo considera sua divulgação justificada.</p><p>Desde o início de 2019 está em vigor o IFRIC 23/ICPC 22 - Incerteza sobre Tratamento de Tributos sobre o Lucro, que dispõe os</p><p>requisitos de reconhecimento e mensuração do CPC 32 - Tributos sobre o Lucro, quando há incerteza sobre a aceitação dos</p><p>tratamentos de impostos sobre o lucro pela autoridade tributária.</p><p>As provisões são mensuradas pelo valor presente dos gastos que devem ser necessários para liquidar a obrigação, usando uma taxa</p><p>antes dos efeitos tributários, a qual reflita as avaliações atuais de mercado do valor do dinheiro no tempo e dos riscos específicos da</p><p>obrigação. O aumento da obrigação em decorrência da passagem do tempo é reconhecido como despesa financeira.</p><p>A Diretoria do Grupo, baseada em levantamentos e pareceres elaborados pela área jurídica e por consultores jurídicos externos,</p><p>registra provisões para cobrir as perdas e obrigações classificadas como prováveis, relacionadas às ações trabalhistas, fiscais,</p><p>ambientais, regulatórias e cíveis, quando é exigido depósito judicial para alguma ação, essa provisão é apresentada líquida de seu</p><p>respectivo depósito.</p><p>Demais depósitos não relacionados às provisões constituídas, são demonstrados em nota específica (vide nota explicativa n° 11).</p><p>Em função do Contrato de Concessão da Controlada Rio Paraná, o Grupo assumiu os processos judiciais e administrativos</p><p>ambientais, distribuídos em face da Companhia Energética de São Paulo (“CESP”).</p><p>As ações discutem as demolições de construções irregulares em área de APP e de concessão, então da CESP, indenização pelos</p><p>danos ambientais, recuperação e compensação dos danos causados pelas ocupações irregulares.</p><p>Ainda, é necessária consideração a respeito do dano ambiental, que pode ser abstrata, e que na licença de operação já existe a</p><p>determinação para cumprimento de obrigações ambientais, que o Grupo deve cumprir, o que caracterizaria um empenho duplicado</p><p>pelo mesmo objetivo.</p><p>Adicionalmente, a determinação da possibilidade de êxito nos demais processos em andamento, assim como a estimativa das</p><p>perdas prováveis esperadas envolve julgamentos críticos por parte da Diretoria, pois depende de eventos futuros que não estão sob</p><p>controle do Grupo.</p><p>A avaliação da probabilidade de perda inclui a avaliação das evidências disponíveis, a hierarquia das leis, as jurisprudências</p><p>disponíveis, as decisões mais recentes nos tribunais e sua relevância no ordenamento jurídico, bem como a avaliação dos advogados.</p><p>As provisões são revisadas e ajustadas para levar em conta alterações nas circunstâncias, tais como prazo de prescrição aplicável,</p><p>conclusões de inspeções fiscais ou exposições adicionais identificadas com base em novos assuntos ou decisões de tribunais.</p><p>24.2. Provisões para riscos prováveis</p><p>24.2.1. Composição</p><p>Controladora</p><p>2023</p><p>Não circulante</p><p>Provisões Depósitos judiciais Provisões líquidas</p><p>Trabalhistas 560 (461) 99</p><p>Consolidado</p><p>2023 2023 2022</p><p>Circulante Não circulante Não circulante</p><p>Provisões líquidas Provisões Depósitos judiciais Provisões líquidas Provisões líquidas</p><p>Trabalhistas – 15.203 (3.816) 11.387 9.164</p><p>Fiscais – 17.925 (35) 17.890 20.180</p><p>Cíveis – 16.596 (10.021) 6.575 12.683</p><p>Desapropriações de terras – 5.088 (2.292) 2.796 4.475</p><p>Indenizações de benfeitorias – 11.508 (7.729) 3.779 8.208</p><p>Ambientais – 21.051 (737) 20.314 10.213</p><p>Regulatórias 19.883 48.622 – 48.622 183.400</p><p>19.883 119.397 (14.609) 104.788 235.640</p><p>24.2.2. Movimentação</p><p>Controladora</p><p>Trabalhistas</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022</p><p>Provisões para riscos</p><p>Provisões 115</p><p>Variações monetárias 16</p><p>Saldos incorporados 429</p><p>560</p><p>Depósitos judiciais</p><p>Variações monetárias (9)</p><p>(Adições) (452)</p><p>(461)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 99</p><p>Consolidado</p><p>Traba-</p><p>lhistas Fiscais</p><p>Cíveis</p><p>Ambientais Regulatórias Total</p><p>Desapropriações</p><p>de terras</p><p>Indenizações</p><p>de benfeitorias</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 9.164 20.180 4.475 8.208 10.213 183.400 235.640</p><p>Provisões para riscos</p><p>Provisões/(reversões) 3.536 (2.927) – (287) 9.964 48.622 58.908</p><p>(Reversões) (*) – – (1.178) – – – (1.178)</p><p>Variações monetárias 1.463 640 – 1.877 602 12.337 16.919</p><p>Variações monetárias (*) – – 530 – – – 530</p><p>Acordos/pagamentos (830) – (1.235) (400) (2.140) (175.854) (180.459)</p><p>4.169 (2.287) (1.883) 1.190 8.426 (114.895)</p><p>(105.280)</p><p>Depósitos judiciais</p><p>Variações monetárias (177) (3) – (300) (141) – (621)</p><p>Variações monetárias (*) – – (93) – – – (93)</p><p>(Adições) (2.352) – (2.650) (3.481) – – (8.483)</p><p>Baixas 583 – 526 20 1.816 – 2.945</p><p>Baixas (*) – – 563 – – – 563</p><p>Reclassificações (i) – – 1.858 (1.858) – – –</p><p>(1.946) (3) 204 (5.619) 1.675 – (5.689)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 11.387 17.890 2.796 3.779 20.314 68.505 124.671</p><p>Consolidado</p><p>Traba-</p><p>lhistas Fiscais</p><p>Cíveis</p><p>Ambientais Regulatórias Total</p><p>Desapropriações</p><p>de terras</p><p>Indenizações</p><p>de benfeitorias</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2021 8.004 20.233 12.938 8.386 9.502 163.195 222.258</p><p>Provisões para riscos</p><p>Provisões/(reversões) 99 (681) – 389 868 – 675</p><p>Provisões (*) – – 356 – – – 356</p><p>Variações monetárias 1.222 619 – 1.497 510 20.205 24.053</p><p>Variações monetárias (*) – – 1.891 – – – 1.891</p><p>Acordos/pagamentos (55) (163) (10.813) (1.811) (477) – (13.319)</p><p>1.266 (225) (8.566) 75 901 20.205 13.656</p><p>Depósitos judiciais</p><p>Variações monetárias (117) (158) – (239) (141) – (655)</p><p>Variações monetárias (*) – – (112) – – – (112)</p><p>(Adições) – – – (368) (49) – (417)</p><p>(Adições) (*) – – (2.966) – – – (2.966)</p><p>Baixas 11 330 – 354 – – 695</p><p>Baixas (*) – – 3.181 – – – 3.181</p><p>(106) 172 103 (253) (190) – (274)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 9.164 20.180 4.475 8.208 10.213 183.400 235.640</p><p>(*) Efeitos contabilizados em contrapartida do imobilizado em razão da discussão ser a respeito de terrenos, que são controlados no</p><p>grupo de imobilizado.</p><p>(i) Reclassificações realizadas entre depósitos cíveis de causa de desapropriações de terras x indenizações de benfeitorias.</p><p>Demonstramos abaixo, as principais variações nas provisões para riscos prováveis da Companhia, atualizadas para 31 de dezembro</p><p>de 2023:</p><p>24.2.3. Trabalhistas</p><p>24.2.3.1. Rio Paraná Energia S.A.</p><p>A Diretoria da Controlada, baseada em levantamentos e pareceres elaborados pela área jurídica e por consultores jurídicos externos,</p><p>registra provisões para cobrir as perdas e obrigações classificadas como prováveis, relacionadas às ações trabalhistas. O que em</p><p>sua maioria discute ações ajuizadas por ex-empregados de empresas prestadoras de serviços na Rio Paraná.</p><p>24.2.3.2. CTG Brasil</p><p>A provisão decorre de ações promovidas por ex-empregados, sindicatos e terceirizados, requerendo pagamento de verbas</p><p>rescisórias, horas extras, periculosidade, equiparação salarial, reintegração, entre outros pedidos.</p><p>As baixas do exercício referem-se a encerramentos de ações no curso normal dos processos e/ou mediante celebração de acordos</p><p>judiciais, o que acarretou a redução das provisões.</p><p>24.2.3.3. Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>As principais provisões relativas aos riscos trabalhistas com expectativas de perda provável são referentes às ações movidas por</p><p>ex-empregados, Sindicatos e terceirizados, envolvendo pagamento de verbas rescisórias, horas extras, periculosidade, equiparação</p><p>salarial, entre outros pedidos.</p><p>As constituições referem-se a novas ações e reavaliações por parte dos assessores jurídicos da Controlada decorrentes de decisões</p><p>desfavoráveis no exercício. As baixas do exercício referem-se a encerramentos de ações no curso normal dos processos e/ou</p><p>mediante celebração de acordos judiciais, o que acarretou a redução das provisões.</p><p>24.2.4. Fiscais</p><p>24.2.4.1. Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>As principais provisões relativas aos riscos fiscais com expectativas de perda provável são referentes:</p><p>i. Processo Administrativo nº 19515.003540/2005-96 decorrente de um Auto de infração referente à destinação para incentivo fiscal</p><p>do Fundo de Investimentos da Amazônia (FINAM) dos recolhimentos do imposto sobre lucro inflacionário, efetuados nos meses de</p><p>janeiro, fevereiro e março de 2000. Decisão de primeira instância e segunda instâncias parcialmente favoráveis à Companhia, sendo</p><p>anuladas as autuações referentes aos meses de janeiro e fevereiro de 2000. O processo retornou para a primeira instância para novo</p><p>julgamento em relação ao período de março 2000. Interpusemos recurso voluntário em 28.9.2022. Aguardando distribuição do</p><p>Recurso Voluntário no CARF. O valor atualizado é de R$ 3.266 (R$ 3.160 em 31 de dezembro de 2022);</p><p>ii. Trata de pedidos eletrônicos de restituição ou ressarcimento de créditos de COFINS do ano de 2004. Foi apresentado recurso</p><p>administrativo em razão de parte dos valores não terem sido homologados pela Receita Federal, valores estes que totalizam em</p><p>R$ 11.293 (R$ 14.167 em 31 de dezembro de 2022);</p><p>iii. Ação Anulatória ajuizada pela Companhia visando cancelamento de débitos de PIS, COFINS e CSLL referente aos anos</p><p>calendário de 2004 a 2007. A discussão se dá em razão da isenção na aquisição de energia elétrica de Itaipu, a qual a Receita</p><p>Federal não entende cabível. O valor total da discussão é de R$ 4.910, sendo que o valor provável de R$ 551.</p><p>24.2.5. Ambientais</p><p>24.2.5.1. Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>i. Trata-se de Ação Civil Pública movida pelo Município de Santo Inácio contra a Controlada Rio Paranapanema Energia em que se</p><p>discute a compensação de impactos ambientais. As partes estão em discussão para formalização de um TAC que colocará fim na</p><p>Ação Civil Pública no montante atualizado é de R$ 15.844 (R$ 9.237 em 31 de dezembro de 2022);</p><p>ii. Trata-se de Ação Anulatória ajuizada para declarar nulo o Auto de Infração nº 246.946-D lavrado pelo IBAMA em face da UHE</p><p>Canoas I, o valor atualizado é R$ 784 (R$ 1.940 em 31 de dezembro de 2022);</p><p>iii. Provisão para indenização por danos materiais e morais de ações ajuizadas por supostos pescadores profissionais, o valor</p><p>atualizado é de R$ 4.371 (R$ 1.400 em 31 de dezembro de 2022).</p><p>24.2.5.2. Rio Canoas Energia S.A.</p><p>Não possuímos provisões para ações ambientais, em razão do pagamento de todos os valores provisionados.</p><p>24.2.6. Regulatórias</p><p>24.2.6.1. Rio Paraná Energia S.A.</p><p>Conforme nota explicativa nº 1.6 foi aplicado o Despacho 497/2023 que determinou à CCEE o recálculo e recontabilização dos</p><p>valores de VIC referente aos ajustes de PIS/COFINS, resultando na dedução de R$ 155,5 milhões na liquidação da receita de cotas</p><p>referente ao mês de junho, registrada em julho de 2023. A partir da apuração inicial houve uma nova revisão da apuração com</p><p>liquidação complementar de R$ 20,3 milhões, em outubro de 2023.</p><p>24.2.6.2. Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>Em 2002, AES Sul distribuidora de energia elétrica ingressou com ação judicial visando não se sujeitar a aplicação retroativa da</p><p>Resolução 288 da Aneel. A Companhia pode ser impactada por eventual decisão favorável à distribuidora.</p><p>Devido ao andamento no processo durante o ano de 2023 e com base na expectativa de futuro desembolso da Companhia, a</p><p>Diretoria deliberou pela constituição de provisão no valor de R$ 48,6 milhões.</p><p>24.2.7. Cíveis</p><p>24.2.7.1. Rio Verde Energia S.A.</p><p>As provisões líquidas somam R$ 161 (R$ 168 em 31 de dezembro de 2022), e referem-se à desapropriação e indenizações</p><p>referentes às áreas para construção do reservatório.</p><p>24.2.7.2. Rio Canoas Energia S.A.</p><p>Em 31 de dezembro de 2023, as provisões cíveis líquidas somam R$ 4.207 (R$ 10.473 em 31 de dezembro de 2022), e referem-se</p><p>a ações indenizatórias ajuizadas contra a Rio Canoas em decorrência do alagamento e desapropriação de áreas para construção</p><p>dos reservatórios, linha de transmissão e reavaliação dos valores pagos decorrentes de desapropriação para construção da UHE.</p><p>As constituições referem-se a novas ações e reavaliações por parte dos assessores jurídicos da Controlada Rio Canoas energia</p><p>decorrentes de decisões desfavoráveis no exercício. As baixas do exercício referem-se a encerramentos de ações no curso normal</p><p>dos processos e/ou mediante celebração de acordos judiciais, tendo em vista campanha de acordo realizada pela Controlada Rio</p><p>Canoas Energia visando uma composição amigável entre as partes.</p><p>24.3. Contingências possíveis</p><p>24.3.1. Composição</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Trabalhistas – 198 28.477 13.495</p><p>Fiscais 34.880 31.228 829.083 788.697</p><p>Ambientais – – 38.940 1.381.881</p><p>Regulatórias – – 73.115 126.637</p><p>Cíveis – – 53.766 46.268</p><p>de implantação dos negócios de renováveis.</p><p>A iniciativa tem foco nas cadeias produtivas da agricultura familiar, artesanato e turismo</p><p>de base comunitária.</p><p>Diagnóstico participativo - Realização de estudo socioeconômico no entorno dos</p><p>novos negócios de renováveis com ampla participação dos representantes das</p><p>comunidades e poder público local. O diagnóstico buscou identificar as vulnerabilidades</p><p>regionais e seu potencial de oportunidades e embasou a agenda social a ser executada</p><p>pela companhia nos próximos anos.</p><p>Agenda de projetos - A implantação de ampla agenda de investimentos sociais de</p><p>interesse local no entorno dos complexos renováveis de Arinos e Serra das Palmeiras</p><p>transcorre integrada a um processo de diálogo permanente com a comunidade e poder</p><p>público, compartilhando informações sobre os empreendimentos e mensurando o nível</p><p>de satisfação com as iniciativas. A ser executado em parceria com ONGs e instituições</p><p>especializadas, o plano prevê iniciativas de qualificação de mão de obra local, de defesa</p><p>dos direitos dos idosos e da criança e do adolescente, além da promoção de atividades</p><p>em cultura e esporte.</p><p>Investimentos sociais - Em 2023, os investimentos sociais tiveram uma dotação</p><p>orçamentária de R$ 1,45 milhão, volume levemente superior ao de 2022. Já o valor dos</p><p>recursos de incentivo fiscal destinados a projetos sociais foi de R$ 16,9 milhões,</p><p>aplicados em cerca de 30 projetos em mais de 100 municípios, que beneficiaram cerca</p><p>de 120 mil pessoas. No total, o investimento social anual chegou a R$ 18,5 milhões.</p><p>Inventário de gases de efeito estufa - A CTG Brasil recebeu pelo quarto ano</p><p>consecutivo o Selo Ouro do Programa Brasileiro GHG Protocol, distinção concedida</p><p>pela entidade às empresas que apresentam o balanço de emissões de forma completa</p><p>e auditada.</p><p>CONJUNTURA ECONÔMICA E SETORIAL</p><p>O ano de 2023 se mostrou desafiador para o mercado de dívidas, afetado por uma</p><p>sequência de eventos empresariais negativos. Esses fatos propiciaram um clima de</p><p>aversão a riscos que acarretou o encarecimento do crédito para todos os setores da</p><p>economia. Os spreads ficaram bastante elevados mesmo para os players com ratings</p><p>altos, como é o caso da CTG Brasil.</p><p>A decisão tomada pela Companhia de cancelar a operação de abertura de capital,</p><p>prevista para o primeiro trimestre de 2023, mostrou-se acertada diante do cenário</p><p>desfavorável a novos entrantes no mercado de capitais. O IPO representa uma opção</p><p>entre várias que permanecem em avaliação dentro da estratégia de estrutura de capital</p><p>da CTG Brasil.</p><p>No cenário político nacional, o ano foi marcado pelo início de um novo governo e</p><p>avanços na reforma fiscal, com as implicações conjunturais trazidas por essas</p><p>circunstâncias.</p><p>Em relação ao contexto setorial, mesmo apresentando indicadores melhores que os</p><p>previstos e a aprovação de uma nova estrutura fiscal para o País, permanecem</p><p>incógnitas para os investimentos e preços de energia.</p><p>O Produto Interno Bruto (PIB) encerrou 2023 com um acumulado de 2,4%. De acordo</p><p>com o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), o Indice Nacional de Preços</p><p>ao Consumidor Amplo (IPCA), considerando a inflação oficial, registrou inflação</p><p>acumulada de 5% no ano.</p><p>A queda da inflação impactou diretamente a taxa de juros praticada no ano, quando a</p><p>Selic (taxa básica de juros estabelecida pelo Conselho Monetário Nacional do Banco</p><p>Central fechou em dezembro em 11,8%, uma redução de 2% em relação a dezembro</p><p>de 2022.</p><p>A taxa de câmbio, vital para as operações da CTG Brasil, encerrou o ano em R$ 4,9,</p><p>uma queda de 6,3% em relação a 31 de dezembro de 2022.</p><p>Os resultados do ano, acima do previsto, ocasionaram mudanças nas previsões para</p><p>2024. O Boletim Focus divulgado em janeiro pelo Banco Central mantinha a projeção de</p><p>2,9% para o Produto Interno Bruto (PIB) do Brasil de 2023 e de 1,52% para 2024.</p><p>Indicadores macroeconômicos</p><p>Triênio</p><p>2021 2022 2023</p><p>IGP-M 17,78% 5,45% -3,18%</p><p>IPCA 10,06% 5,79% 4,62%</p><p>Taxa de Câmbio (USD) 5,580 5,220 4,890</p><p>Taxa Selic 9,25% 13,75% 11,75%</p><p>Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP) 5,32% 7,20% 6,55%</p><p>CONTEXTO REGULATÓRIO</p><p>A CTG Brasil permanece atenta - e contribuindo em discussões com seus pares e</p><p>associações setoriais - ao que se refere às duas principais demandas regulatórias que</p><p>impactam o futuro da indústria hidrelétrica no Brasil.</p><p>A primeira demanda diz respeito à justa valorização do papel das UHEs pelos serviços</p><p>prestados para manter a segurança energética. Dada as características de intermitência</p><p>da geração das fontes eólica e solar, a flexibilidade operativa das hidrelétricas e a</p><p>rapidez de resposta das usinas com reservatórios de acumulação se tornaram ainda</p><p>mais importantes para a confiabilidade do Sistema Integrado Nacional (SIN). No</p><p>entanto, a importância desse papel de lastro do fornecimento permanece pouco</p><p>reconhecida e sua remuneração, inadequada. A Companhia aguarda que haja uma</p><p>evolução regulatória sobre o tema o mais rapidamente possível.</p><p>Também há uma expectativa no setor quanto à regulação que rege as renovações de</p><p>concessão, assunto que se tornou ainda mais urgente uma vez que os prazos de</p><p>vencimento das concessões de muitas empresas estão se aproximando.</p><p>Outros temas que fizeram parte da agenda regulatório de 2023 foram:</p><p>• Regime hídrico favorável em 2022 leva o governo brasileiro a aumentar a referência</p><p>de disponibilidade, beneficiando todas as UHEs da Companhia a partir de janeiro</p><p>2023;</p><p>• Reconhecimento da ONS à demanda de ressarcimento por indisponibilidade de</p><p>máquinas causada por fato excepcional e de não responsabilidade da operação</p><p>quanto à proliferação de plantas aquáticas (macrófitas) na UHE Jupiá. A Companhia</p><p>conseguiu o expurgo de 6 mil horas;</p><p>• Fim do incentivo das Tarifas de Uso de Sistema de Transmissão (TUST).</p><p>EXTENSÃO DOS PRAZOS DE CONCESSÃO</p><p>Desde 2022, as usinas hidrelétricas da CTG Brasil tiveram estendidos os prazos de</p><p>vigência da outorga de concessão, conforme aprovado pela Diretoria Colegiada da</p><p>Aneel.</p><p>Em outubro de 2023, resolução autorizativa 14.896/2023 alterou o término da vigência</p><p>da autorização da PCH Palmeiras, para 05 de fevereiro de 2049. Foram acrescentados</p><p>2.555 dias em sua concessão, com nova data de vigência, 05/02/2049.</p><p>RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 3</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>As novas datas estão informadas no quadro a seguir:</p><p>Controladas</p><p>Contrato de</p><p>concessão Aneel/</p><p>Resolução</p><p>autorizativa Aneel</p><p>Usina Tipo UF Rio</p><p>Capacidade</p><p>instalada</p><p>(MW)</p><p>Garantia</p><p>física</p><p>(MW médio)</p><p>Início da</p><p>concessão/</p><p>autorização</p><p>Vencimento</p><p>concessão/</p><p>autorização</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. N° 76/1999 Jurumirim UHE SP Paranapanema 101,0 42,5 22/09/1999 17/04/2032</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. N° 76/1999 Chavantes UHE SP/PR Paranapanema 414,0 168,9 22/09/1999 30/03/2032</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. N° 76/1999 Salto Grande UHE SP/PR Paranapanema 73,8 49.7 22/09/1999 11/05/2032</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. N° 76/1999 Capivara UHE SP/PR Paranapanema 643.0 328,6 22/09/1999 21/04/2032</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. N° 76/1999 Taquaruçu UHE SP/PR Paranapanema 525,0 195,4 22/09/1999 19/04/2032</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. N° 76/1999 Rosana UHE SP/PR Paranapanema 354,0 173,6 22/09/1999 15/04/2032</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. N° 183/1998 Canoas 1 UHE SP/PR Paranapanema 82,5 51,5 30/07/1998 29/07/2037</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. N° 183/1998 Canoas II UHE SP/PR Paranapanema 72,0 43,4 30/07/1998 26/07/2037</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. N° 649/2002 Retiro PCH SP Sapucaí 16,0 8.1 10/10/2002 21/11/2034</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. N° 706/2002 Palmeiras PCH SP Sapucaí 16,5 8,1 18/12/2002 05/02/2049</p><p>Rio Canoas Energia S.A. N° 03/2010 Garibaldi UHE</p><p>34.880 31.426 1.023.381 2.356.978</p><p>Demonstramos abaixo, as principais variações nas contingências possíveis da Companhia, atualizadas para 31 de dezembro</p><p>de 2023:</p><p>24.3.2. Trabalhistas</p><p>24.3.2.1. Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>As contingências trabalhistas com expectativa de perda possível estão avaliadas no montante de R$ 20.316 (R$ 3.615 em</p><p>31 de dezembro de 2022).</p><p>Sendo que, em 2022, foram distribuídas 03 (três) ações de ex-colaboradores próprios com valor da causa inicial de R$ 100 cada.</p><p>Quando da liquidação das ações, em 2023, estas totalizaram o montante de, aproximadamente, R$16.020, além do incremento de</p><p>ações trabalhistas promovidas por ex-colaboradores e ex-colaboradores de terceiros e atualização das causas por variação</p><p>monetária.</p><p>24.3.2.2. Rio Verde Energia S.A.</p><p>Não há previsão de contingência trabalhista com expectativa de perda possível. As variações nas constituições se referem ao</p><p>encerramento via acordo, pagamento de condenação e decisões favoráveis em casos ajuizados por ex-empregados e empregados</p><p>terceirizados.</p><p>24.3.2.3. CTG Brasil Negócios de Energia Ltda.</p><p>As contingências trabalhistas com expectativa de perda possível estão avaliadas no montante de R$ 505 (R$ 253 em</p><p>31 de dezembro de 2022).</p><p>24.3.3. Fiscais</p><p>24.3.3.1. Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>i. Mandado de Segurança nº 0025355-84.2004.4.03.6100, que visa a concessão de liminar para ser reconhecido o direito da</p><p>Companhia de não se sujeitar à multa de mora na quitação de seus débitos de PIS, IRPJ, CSLL e IOF mediante pagamentos e</p><p>compensações. Débitos com exigibilidade suspensa por depósitos judiciais e perda possível avaliada em R$ 11.281 (R$ 10.594 em</p><p>31 de dezembro de 2022);</p><p>ii. Processos administrativos originados de pedidos de restituição e compensação de saldo negativo de tributos (IRPJ, IRRF e CSLL),</p><p>bem como de tributos pagos a maior. Em todos os casos a Controlada Rio Paranapanema Energia apresentou manifestações de</p><p>inconformidade e/ou recurso voluntário as quais aguardam julgamento. Valor classificado como possível de R$ 71.621 (R$ 69.230</p><p>em 31 de dezembro de 2022). O aumento decorre de novos processos administrativos, bem como da atualização monetária;</p><p>iii. Autos de Infração que discutem para cobrança de CSLL, IRPJ e Lucro Inflacionário referentes aos anos calendário de 2005 a</p><p>2010, respectivamente. Em todos os casos foram apresentados Recursos Voluntários que estão pendentes de julgamento pelo</p><p>Conselho de Contribuintes. Os valores atualizados para 31 de dezembro de 2023, totalizam R$ 37.710 (R$ 40.775 em 31 de</p><p>dezembro de 2022);</p><p>iv. Ação anulatória que discute o saldo negativo de CSLL do ano calendário que foi adquirido pela Controlada na cisão parcial da</p><p>CESP. Decisão de primeira instância desfavorável. O valor classificado como possível é de R$ 34.148.</p><p>24.3.3.2. Rio Canoas Energia S.A.</p><p>i. A Diretoria concluiu em conjunto com seus assessores jurídicos que não é provável que a autoridade fiscal não aceite os pedidos</p><p>de restituição e compensação de saldo negativo de tributos (IRPJ e CSLL), vide nota explicativa nº 16 bem como de tributos pagos</p><p>a maior a favor da Controlada. Em todos os casos a Controlada apresentou manifestações de inconformidade e/ou recurso voluntário</p><p>os quais aguardam julgamento. Valor classificado como possível de R$ 1.175 (R$ 1.335 em 31 de dezembro de 2022).</p><p>ii. Execução Fiscal referente aos valores de ISS e multa, decorrente da prestação de serviços realizados para construção da UHE</p><p>Garibaldi. Valor classificado como possível de R$ 5.244.</p><p>As demais variações decorrem de variação monetárias de processos.</p><p>24.3.3.3. Rio Verde Energia S.A.</p><p>As contingências fiscais com expectativa de perda possível estão avaliadas no montante de R$ 7.694 (R$ 7.056 em 31 de dezembro</p><p>de 2022). As principais contingências fiscais com expectativa de perda possível são decorrentes de Processos Administrativos</p><p>originados de pedidos de restituição e compensação de saldo negativo de tributos (PIS/COFINS, IRPJ e CSLL), de tributos pagos a</p><p>maior e autos de infração que se discute recolhimento de IRPJ e CSLL. Em todos os casos a Controlada Rio Verde Energia</p><p>apresentou manifestações de inconformidade e/ou recurso voluntário as quais aguardam julgamento.</p><p>24.3.3.4. Rio Paraná Energia S.A.</p><p>i. Trata-se de um Mandado de Segurança com pedido de liminar impetrado pela Rio Paraná em face da Receita Federal, em janeiro</p><p>de 2018, no qual se discute a opção pelo Regime do Lucro Presumido nos anos de 2015 e 2016 em que a Controlada Rio Paraná</p><p>obteve receita significativas com variação cambial positiva decorrente de um empréstimo realizado em moeda estrangeira (Dólar),</p><p>que por se tratar de receita financeira não foi considerado na base de cálculo para fins de recolhimento de Tributos. Para concessão</p><p>da liminar foi necessária a realização de um depósito judicial no valor de R$ 420.000 em 30 de janeiro de 2018. Houve decisão</p><p>desfavorável de primeira instância, mas as chances de êxito nesta demanda são consideradas pela Diretoria, fundamentada pelos</p><p>advogados da Controlada Rio Paraná, como possível e o valor total envolvido neste caso considerando dezembro de 2023 é de</p><p>R$ 589.421 (R$ 536.862 em 31 de dezembro de 2022).</p><p>24.3.3.5. CTG Brasil</p><p>i. Auto de infração com imposição de multa por apresentação de ECF referente ao ano-calendário 2016 com informações imprecisas</p><p>ou omissão de dados. O processo transita em esfera administrativa com decisão de primeira instância desfavorável. Foi apresentado</p><p>recurso no CARF e aguarda-se julgamento. O valor classificado como risco de perda possível é de R$ 13.126 (R$ 11.829 em 31 de</p><p>dezembro de 2022).</p><p>ii. Auto de infração com imposição de multa referente ao Saldo Negativo de IRPJ, apurado no ano-calendário de 2016, com o qual a</p><p>companhia compensou os débitos de PIS, COFINS e CSLL. Após a procedência parcial da Manifestação de Inconformidade, foi</p><p>interposto Recurso Voluntário em 11.10.2023, que aguarda julgamento. O valor classificado como risco de perda possível é de</p><p>R$ 21.732 (R$ 19.383 em 31 de dezembro de 2022).</p><p>24.3.4. Ambientais</p><p>24.3.4.1. Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>i. Autos de Infração lavrados pelo Instituto Ambiental do Paraná (IAT), pelo IBAMA e pela CETESB, relativos a supostas infrações</p><p>ambientais ocorridas nas Usinas Chavantes, Salto Grande, Canoas I, Canoas II, Taquaruçu e Capivara, além de Ações Anulatórias.</p><p>A Controlada Rio Paranapanema Energia apresentou recursos administrativos e ajuizou ações visando declarar a nulidade das</p><p>multas. Os valores em 31 de dezembro de 2023 totalizam a quantia de R$ 12.000 (R$ 45.362 em 31 de dezembro de 2022);</p><p>ii. Ações Civis Públicas movidas pelo Ministério Público Estadual de Andirá em face da Controlada Rio Paranapanema Energia</p><p>relativas à ocupação irregular em área de APP (localizadas nos reservatórios das UHEs Canoas I e II), regularização de área de</p><p>Loteamentos e recuperação ambiental. Os valores totalizam a quantia de R$ 10.620 (R$ 10.675 em 31 de dezembro de 2022).</p><p>24.3.4.2. Rio Paraná Energia S.A.</p><p>a) Causa com chance de perda possível, com valores envolvidos passiveis de estimava</p><p>As contingências ambientais do quadro acima são as que permitiram razoável segurança de estimativa de valor e com expectativa de perda</p><p>possível. As variações na rubrica de contingências ambientais são decorrentes de atualizações monetárias relativas às ações judiciais</p><p>ajuizadas em face da Controlada, envolvendo danos ambientais causados pela suposta inobservância dos preceitos legais relativos a:</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 16</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)continuação</p><p>continua</p><p>i. ocupações irregulares em Área de Preservação Permanente</p><p>- (APP) e recuperação dos danos ambientais causados;</p><p>ii. cumprimento das condicionantes das Licenças de Operação;</p><p>iii. manutenção da cota/nível mínimo de operação do reservatório;</p><p>iv. supostos prejuízos causados aos pescadores;</p><p>v. cumprimento de Programas Ambientais. Abaixo, seguem detalhes dos principais processos ambientais:</p><p>• Ação Civil Pública - (ACP) ajuizada pela Confederação Nacional dos Pescadores e Aquicultores, em 26 de julho de 2018, em face</p><p>da antiga concessionária da UHE Jupiá e da Rio Paraná, em decorrência de um blecaute ocorrido na UHE Jupiá em meados de</p><p>2009, em que houve redução na vazão de água do reservatório, ocasionando a mortandade de peixes, o que lhes renderam</p><p>prejuízos de cunho material e moral, requerendo, o pagamento de indenização. Houve variação significativa com a baixa da</p><p>contingência no montante de R$ 1,3Bi em decorrência da Decisão judicial para arquivamento da ACP, em razão do Acordo firmado</p><p>entre Confederação e a antiga concessionária da UHE Jupiá, também ré nesta, para encerramento da demanda. Importante</p><p>esclarecer que a Rio Paraná não foi signatária do Acordo (não efetuará qualquer pagamento, já que a tal obrigação ficou a cargo,</p><p>exclusivamente, à antiga concessionária da Usina), contudo, se beneficiou diretamente com o encerramento da ação.</p><p>• 6 Autos de Infração lavrados pelo Instituto de Meio Ambiente de Mato Grosso do Sul - (IMASUL) e Instituto Brasileiro do Meio</p><p>Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis - (IBAMA), totalizando R$ 8.521 (R$ 7.585 em 31 de dezembro de 2022), por</p><p>supostos impactos ambientais decorrente de suposta mortandade de peixes relativa aos baixos níveis do reservatório da UHE Jupiá,</p><p>ocupação irregular em APP, suposto descumprimento da Licença de Operação de soltura de alevinos, e suposto uso de substância</p><p>(dicloro isocianurato de sódio - MD-60) em desacordo com autorização ambiental. Em todos os casos, foram apresentadas as</p><p>Defesas Administrativas e em alguns casos já apresentados Recursos Administrativos, aguardando-se julgamento pelos órgãos</p><p>ambientais;</p><p>• Ação Civil Pública ajuizada pelo MPF de Três Lagoas/MS (“Ação Peixamento”), em que se discute o cumprimento da condicionante</p><p>específica ambiental 2.1 da LO 1251/2014, em razão do suposto elevado decréscimo na soltura de variadas espécies de alevinos</p><p>nos reservatórios das UHEs Jupiá e Ilha Solteira. O Processo encontra-se em fase de instrução, sendo que a Rio Paraná já</p><p>apresentou sua Contestação, aguardando decisão de 1ª instância. O valor atualizado é de R$ 5.886 (R$ 5.594 em 31 de dezembro</p><p>de 2022);</p><p>• 38 Ações de indenização por danos morais e materiais ajuizadas em 2023 por supostos pescadores em face da Rio Paraná e</p><p>CESP/AUREN, cuja discussão se refere ao suposto dano causado pelo blecaute ocorrido na UHE Jupiá em 2009, o qual teria levado</p><p>à morte de peixes na região do rio Paraná, reduzindo a renda mensal dos mesmos. Os processos já tiveram decisão de 1ª instância</p><p>favorável à Rio Paraná, sendo que os autores interpuseram Embargos de Declaração. O valor atualizado é de R$ 1.984.</p><p>b) Causa com chance de perda possível, com valores envolvidos não passiveis de estimava</p><p>523 Ações Civis Públicas - movidas pelo Ministério Público Federal de Jales/SP em face da CESP e dos ocupantes irregulares,</p><p>requerendo para a condenação:</p><p>I. recuperação da APP;</p><p>II. a demolição de edificações/ocupações irregulares (caso obrigação não seja cumprida pelos ocupantes);</p><p>III. pagamento de indenização pelos danos ambientais irrecuperáveis a serem apurados em eventual perícia a ser designada nos</p><p>autos. A Rio Paraná passou a integrar o polo passivo das ações como réu e os processos estão atualmente em andamento em</p><p>primeira instância, em fase de instrução processual.</p><p>A chance de perda da Controlada é considerada como possível e o valor envolvido no caso não é passível de estimativa até o</p><p>momento pois depende de perícia para apuração de custos relacionados às medidas de mitigação, recuperação e compensação das</p><p>áreas, além da desmobilização das edificações irregulares existentes em APP.</p><p>24.3.5. Regulatórias</p><p>24.3.5.1. Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>i. Por conta da recusa da Controlada em pagar os valores em disputa na Ação Ordinária mencionada na nota explicativa n° 13</p><p>(“Encargos de Uso da Rede Elétrica”), a Aneel autuou a Rio Paranapanema por meio do Auto de Infração nº 014/2009-SFG por</p><p>supostamente não ter a Controlada Rio Paranapanema Energia (i) firmado os CUSD com as concessionárias de distribuição; e (ii)</p><p>não ter quitado o passivo da TUSD-g acumulado de julho de 2004 a junho de 2009. Por conta disso, a Controlada Rio Paranapanema</p><p>Energia ajuizou Mandado de Segurança para suspender a cobrança da multa imposta, tendo sido a liminar deferida em junho de</p><p>2009. Em junho de 2013, a sentença denegou o pedido de liminar feito pela Rio Paranapanema no Mandado de Segurança</p><p>impetrado, mantendo-se a multa imposta pela Aneel. Em outubro de 2013 a Controlada Rio Paranapanema energia requereu no</p><p>processo a suspensão da exigibilidade da multa até o julgamento definitivo do Mandado de Segurança, mediante o depósito do valor</p><p>integral e atualizado da multa objeto da ação. Em dezembro de 2013, a Controlada Rio Paranapanema energia interpôs recurso de</p><p>apelação, o qual ainda está pendente de julgamento. A classificação é de perda possível, e o valor é de R$ 43.720 (R$ 40.791 em</p><p>31 de dezembro de 2022);</p><p>ii. Entre 2010 e 2012, uma associação de distribuidoras e uma distribuidora ingressaram com ações judiciais visando anular os</p><p>despachos da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF)/Aneel nº 2.517/2010 e 1.175/2012, respectivamente.</p><p>A Controlada Rio Paranapanema energia pode ser impactada por eventuais decisões favoráveis às distribuidoras. O valor atualizado</p><p>é de R$ 27.000 (R$ 26.056 em 31 de dezembro de 2022).</p><p>25. CONTRATOS FUTUROS DE ENERGIA</p><p>25.1. Política contábil</p><p>As operações de contratos futuros de energia são transacionadas em mercado ativo e reconhecidas pelo valor justo por meio do</p><p>resultado, com base no preço contratado ou no preço de mercado das contratações em aberto na data do balanço.</p><p>As operações foram realizadas pelo Grupo até 2028 e foram reconhecidas pelo seu valor justo na data de fechamento de cada</p><p>operação. São reconhecidos na rubrica de contratos futuros de energia, os ganhos/perdas líquidos não realizados decorrentes da</p><p>marcação a mercado.</p><p>Este valor justo é estimado, em grande parte, pelas cotações de preço utilizadas no mercado ativo de balcão, na medida em que tais</p><p>dados observáveis de mercado existam, e, se necessário, pelo uso de técnicas de avaliação que consideram preços estabelecidos</p><p>nas operações de compra e venda e preços de mercado projetados por entidades especializadas, no período de disponibilidade</p><p>destas informações. A taxa de desconto utilizada para fins de cálculo do valor justo, consiste na taxa de Depósitos Interbancários (DI),</p><p>acrescida da taxa de risco da contraparte definida em política contábil pelo Grupo.</p><p>25.2. Composição</p><p>2023 2022</p><p>Ativo Passivo Efeito líquido Ativo Passivo Efeito líquido</p><p>Circulante 136.786 73.469 63.317 244.253 180.235 64.018</p><p>Não circulante 66.311 111.412 (45.101) 168.118 109.682 58.436</p><p>203.097 184.881 18.216 412.371 289.917 122.454</p><p>25.3. Movimentação</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2021 112.922</p><p>Contratos novos 11.723</p><p>Contratos realizados (23.173)</p><p>Variação no valor justo 20.982</p><p>9.532</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 122.454</p><p>Contratos novos 18.792</p><p>Contratos realizados (67.126)</p><p>Variação no valor justo (55.904)</p><p>(104.238)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 18.216</p><p>O principal efeito na linha de “variação no valor justo” é resultado do pedido de recuperação judicial de uma contraparte que</p><p>compunha o portfólio de contratos futuros firmados com o Grupo.</p><p>25.4. Análise de sensibilidade sobre as operações em contratos futuros de energia</p><p>A análise de sensibilidade foi preparada em atendimento ao dispositivo no item 40 do CPC 40 (R1) - Instrumentos financeiros:</p><p>Evidenciação, considerando a elevação dos cenários 1 e 2</p><p>nos preços futuros, aplicados sobre as curvas de mercado de dezembro</p><p>de 2023. A seguir, os impactos no resultado do Grupo.</p><p>Efeito líquido em 2023 Cenário + ∆ 25% Cenário + ∆ 50%</p><p>Resultado não realizado em contratos futuros de energia 18.216 (66.384) (132.770)</p><p>A variação da taxa de desconto não impacta de forma importante o valor justo apurado, visto a curta duration da carteira de contratos</p><p>futuros em aberto, motivo pelo qual não foi apresentada análise de sensibilidade.</p><p>26. PLANOS DE PENSÃO E APOSENTADORIA - RIO PARANAPANEMA ENERGIA</p><p>26.1. Benefícios a empregados</p><p>26.1.1. Política contábil</p><p>A Controlada Rio Paranapanema Energia patrocina planos de pensão e aposentadoria a seus empregados. Esses planos foram</p><p>constituídos de acordo com as características de benefício definido e contribuição definida. Os custos, contribuições e o passivo ou</p><p>ativo atuarial do plano de benefício definido são determinados, anualmente, em 31 de dezembro, por atuários independentes, e</p><p>apurados usando o método do crédito unitário projetado e registrados de acordo com a Deliberação CVM nº 110/2022 (CPC 33 (R1)/</p><p>IAS 19 - Benefícios a Empregados).</p><p>Com relação aos planos de pensão de benefício definido, a Controlada reconhece passivo no balanço patrimonial se o valor presente</p><p>da obrigação de benefício definido na data do balanço é maior que o valor justo dos ativos do plano.</p><p>O valor presente da obrigação de benefício definido é determinado mediante o desconto das saídas futuras estimadas de caixa,</p><p>usando taxas de descontos condizentes com os rendimentos de mercado, as quais são denominadas na moeda em que os</p><p>benefícios serão pagos e que tenham prazos de vencimento próximos daqueles da respectiva obrigação do plano de pensão.</p><p>Os custos de serviços passados são imediatamente reconhecidos no resultado.</p><p>A Controlada reconheceu um passivo atuarial no seu balanço patrimonial com contrapartida em resultados abrangentes, em virtude</p><p>de perdas apuradas no cálculo atuarial resultante da queda da taxa de desconto utilizada no cálculo dos ativos e passivos do plano</p><p>de aposentadoria, sem efeito em resultado.</p><p>Os custos correntes do plano, incluindo os juros, menos os rendimentos esperados dos ativos, são reconhecidos no resultado</p><p>mensalmente. Os ganhos e as perdas atuariais são reconhecidos imediatamente em outros resultados abrangentes, com efeito</p><p>imediato no patrimônio líquido da Controlada.</p><p>26.2. Contribuição definida</p><p>26.2.1. Política contábil</p><p>No plano de contribuição definida, a Controlada faz contribuições mensais contratuais para o plano de previdência privada conforme</p><p>opção do colaborador para esse benefício. A Controlada não tem qualquer obrigação adicional de pagamento depois que a</p><p>contribuição é efetuada. As contribuições são reconhecidas como despesa de benefícios a empregados, quando devidas, cujo</p><p>montante foi de R$ 1.217 (R$ 1.197 em 31 de dezembro de 2022).</p><p>26.3. Benefício definido</p><p>26.3.1. Política contábil</p><p>A Controlada patrocina planos de benefícios suplementares de aposentadoria e pensão para seus empregados e ex-empregados. A</p><p>Vivest (antiga Fundação CESP) é a entidade responsável pela administração dos planos de benefícios supracitados.</p><p>O Plano de Suplementação de Aposentadorias e Pensão - PSAP da Controlada é estruturado na modalidade de Benefício definido,</p><p>criado em 1º de setembro de 1999 e encontra-se aberto à novas adesões para os empregados da Controlada. O plano garante uma</p><p>suplementação do benefício do INSS mediante à aposentadoria e invalidez aos empregados inscritos no plano, conforme as regras</p><p>definidas pelo regulamento do plano, atualmente está aberto para a entrada de novos participantes.</p><p>O custeio do plano é determinado pelo regulamento através das contribuições dos participantes, aposentados e patrocinadores.</p><p>A Controlada designou a empresa Mercer Human Resource Consulting Ltda., atuária independente, para conduzir a avaliação</p><p>atuarial anual, visando determinar os passivos e custos que os mesmos representam, com base nas regras estabelecidas no CPC</p><p>33 (R1)/IAS 19 - Benefícios a empregados, obrigatório para as Sociedades Anônimas de capital aberto pela Deliberação CVM</p><p>nº 110/2022. Durante este processo, todas as premissas atuariais foram revisadas. A avaliação atuarial adotou o método do crédito</p><p>unitário projetado e o ativo líquido do plano é avaliado pelo valor justo.</p><p>As obrigações com a Vivest (uma das entidades administradoras dos planos de benefícios), referente ao Plano com Benefício</p><p>Definido, são registradas no passivo não circulante na rubrica de plano de pensão e aposentadoria.</p><p>26.3.2. Conciliação dos ativos/(passivos) a serem reconhecidos no balanço patrimonial</p><p>2023 2022</p><p>Obrigação de benefício definido (409.204) (401.112)</p><p>Valor justo do ativo do plano 404.714 390.004</p><p>Passivo reconhecido no balanço patrimonial (4.490) (11.108)</p><p>No exercício de 2023, a Controlada contabilizou uma redução em seu passivo de longo prazo no valor de R$ 6.618 (R$ 31.080 em</p><p>31 de dezembro de 2023) em contrapartida ao patrimônio líquido (outros resultados abrangentes), conforme estabelecido pelo</p><p>CPC 33 (R1)/IAS 19 - Benefícios a empregados.</p><p>26.3.3. Movimento do (passivo)/ativo a ser reconhecido no balanço patrimonial</p><p>2023 2022</p><p>Valor líquido do passivo de benefício definido no final do ano anterior (11.108) (42.188)</p><p>Custo da obrigação de benefício definido incluído no resultado da empresa (1.845) (6.076)</p><p>Contribuições da empresa realizadas no exercício 1.337 1.356</p><p>Redimensionamento da obrigação de benefício definido incluído em outros resultados abrangentes (“OCI”) 7.126 35.800</p><p>Valor líquido do passivo de benefício definido no final do ano (4.490) (11.108)</p><p>26.3.4. Evolução do valor presente das obrigações no final do exercício</p><p>2023 2022</p><p>Obrigação de benefício definido no final do ano anterior 401.112 429.589</p><p>Custo do serviço corrente 3.037 3.539</p><p>Custo do serviço 921 2.220</p><p>Contribuição de participante 2.116 1.319</p><p>Custo dos juros 40.323 39.411</p><p>Benefícios pagos pelo plano no exercício (31.310) (27.244)</p><p>Redimensionamento da obrigação (3.958) (44.183)</p><p>Obrigação de benefício definido no final do ano 409.204 401.112</p><p>26.3.5. Evolução do valor justo dos ativos no final do exercício</p><p>2023 2022</p><p>Valor justo do ativo do plano no final do ano anterior 390.004 387.401</p><p>Rendimento real dos ativos 42.567 27.172</p><p>Juros sobre o valor justo do ativo do plano 39.399 35.555</p><p>Rendimento do valor justo do ativo do plano 3.168 (8.383)</p><p>Contribuições no exercício 3.453 2.674</p><p>Benefícios pagos pelo plano no exercício (31.310) (27.244)</p><p>Valor justo dos ativos no final do exercício 404.714 390.004</p><p>26.3.6. Despesa anual reconhecida no resultado do exercício</p><p>2023 2022</p><p>Custo do serviço corrente 921 2.220</p><p>Custo dos juros sobre a obrigação de benefício definido 40.323 39.411</p><p>Rendimento sobre o valor justo do ativo do plano (39.399) (35.555)</p><p>Total 1.845 6.076</p><p>26.3.7. Remensurações atuariais reconhecidas em outros resultados abrangentes</p><p>2023 2022</p><p>Saldo no início do exercício</p><p>Efeito da alteração de premissas financeiras 14.780 (38.560)</p><p>Efeito da alteração de premissas demográficas (622) 52</p><p>Efeito da experiência do plano (18.116) (5.675)</p><p>Rendimento sobre o valor justo do ativo do plano (3.168) 8.383</p><p>Saldo no final do exercício (7.126) (35.800)</p><p>26.3.8. Premissas utilizadas nas avaliações atuariais</p><p>26.3.8.1. Hipóteses econômicas</p><p>2023 2022</p><p>Taxa nominal de desconto (*) 9,92% ao ano 10,41% ao ano</p><p>Taxa de retorno esperado dos ativos 9,92% ao ano 10,41% ao ano</p><p>Taxa nominal de crescimento salarial 6,60% ao ano 6,60% ao ano</p><p>Crescimento dos benefícios da previdência social e dos limites 4,00% ao ano 4,00% ao ano</p><p>Taxa de inflação estimada no longo prazo 4,00% ao ano 4,00% ao ano</p><p>Fator de capacidade</p><p>Salários 100,00% 100,00%</p><p>Benefícios 100,00% 100,00%</p><p>(*) Utilização de taxas nominais.</p><p>26.3.8.2. Hipóteses demográficas</p><p>2023 2022</p><p>Mortalidade geral AT-2000 (masculina) suavizada em 10% AT-2000 (masculina) suavizada em 10%</p><p>Entrada em invalidez Mercer Disability M suav . Em 50% Mercer Disability suav. Em 50%</p><p>Mortalidade de inválidos</p><p>AT - 1949 Masculina agravada em 10% AT - 1949 Masculina agravada em 10%</p><p>Composição familiar Funcesp 2014 Funcesp 2014</p><p>Idade de aposentadoria</p><p>Tempo de contribuição INSS:</p><p>35 Homens e 30 Mulheres</p><p>Tempo de contribuição INSS:</p><p>35 Homens e 30 Mulheres</p><p>Tempo de filiação ao Plano: 15 anos Tempo de filiação ao Plano: 15 anos</p><p>Taxa de crescimento salarial 1,69% 2,50%</p><p>Rotatividade ExpR_2012* suavizada em 50% ExpR_2012* suavizada em 50%</p><p>26.3.9. Dados dos participantes</p><p>2023 2022</p><p>Numero de Participantes</p><p>Ativos 163 208</p><p>Aposentados 209 190</p><p>Inválidos 18 15</p><p>26.3.10. Análise de sensibilidade das premissas atuariais</p><p>Com a finalidade de verificar o impacto nas obrigações atuariais, que em 31 de dezembro de 2023 foi de R$ 409.204, a Rio</p><p>Paranapanema Energia realizou análise de sensibilidade da principal premissa atuarial, a taxa de desconto, considerando uma</p><p>variação de 1p.p., tendo como resultado os seguintes efeitos:</p><p>Taxa de desconto</p><p>(+1,00 p.p.) (-1,00 p.p.)</p><p>Impacto na Obrigação de Benefício Definido (37.474) 43.464</p><p>Total da Obrigação de Benefício Definido 371.730 452.668</p><p>Duration da obrigação (em anos) 10,20 10,62</p><p>26.3.11. Estimativa da despesa de benefício definido para o próximo exercício</p><p>Custo do serviço corrente 1.040</p><p>Custo dos juros 39.196</p><p>Rendimento esperado dos ativos do plano (38.627)</p><p>Custo da obrigação de benefício definido 1.609</p><p>26.3.12. Outras informações sobre as obrigações atuariais</p><p>O valor esperado de contribuições da Controlada Rio Paranapanema Energia para o exercício de 2023 é de R$ 2.492 (R$ 2.537 em</p><p>31 de dezembro de 2022).</p><p>Os pagamentos esperados da obrigação de benefício definido para os próximos 10 anos são os seguintes:</p><p>1 ano 30.465</p><p>Entre 2 e 5 anos 135.172</p><p>Entre 5 e 10 anos 202.213</p><p>27. PATRIMÔNIO LÍQUIDO</p><p>27.1. Capital social subscrito e integralizado</p><p>As ações são classificadas como patrimônio líquido. Essas ações dão direito a voto e participação nos resultados do Grupo.</p><p>Em 31 de dezembro de 2023 e 2022, o capital subscrito e integralizado do Grupo é de R$ 11.670.895, equivalentes a 992.653.503</p><p>(Novecentos e noventa e dois milhões, seiscentas e cinquenta e três mil e quinhentas e três) de ações ordinárias, nominativas,</p><p>escriturais e sem valor nominal, totalmente subscritas, assim distribuídas dentre os acionistas:</p><p>Acionistas</p><p>2023 e 2022</p><p>Ações ordinárias %</p><p>China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.À.R.L. 985.069.630 99,24</p><p>China Three Gorges Latam Holding S.À.R.L. 7.583.873 0,76</p><p>992.653.503 100,00</p><p>27.2. Reservas de lucros</p><p>A reserva de retenção de lucros é constituída como uma destinação dos lucros do exercício.</p><p>27.3. Reserva legal</p><p>A reserva legal é constituída anualmente como destinação de 5% do lucro líquido do exercício e não poderá exceder a 20% do capital</p><p>social. A reserva legal tem por fim assegurar a integridade do capital social e somente poderá ser utilizada para compensar prejuízo</p><p>e aumentar o capital social do Grupo.</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 17</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)continuação</p><p>continua</p><p>27.4. Destinação dos lucros acumulados no exercício</p><p>2023 2022</p><p>Lucro líquido do exercício 1.816.213 1.550.591</p><p>Constituição da reserva legal (90.811) (77.530)</p><p>Base de cálculo dos dividendos 1.725.402 1.473.061</p><p>Distribuições</p><p>Dividendos – 1.086.000</p><p>JSCP 530.000 425.000</p><p>530.000 1.511.000</p><p>Distribuições mínimas obrigatória (25%) 431.351 368.265</p><p>Distribuições adicionais 98.650 1.142.735</p><p>Deliberação Provento R$ mil R$</p><p>AGE de 21/12/2023 Juros sobre capital próprio 530.000 0,53392</p><p>RCA de 30/12/2022 Juros sobre capital próprio 425.000 0,42815</p><p>RCA de 30/12/2022 Dividendos 1.086.000 1,09404</p><p>RCA de 29/04/2022 Dividendos 55.433 0,05584</p><p>27.5. Custo atribuído</p><p>O imobilizado é mensurado pelo seu custo histórico, menos depreciação acumulada. Esse custo foi ajustado para refletir o custo</p><p>atribuído de determinados itens do ativo imobilizado na data de transição para IFRS/CPCs, sendo a contrapartida registrada no</p><p>patrimônio líquido, outros resultados abrangentes.</p><p>27.6. Participação de acionistas não controladores</p><p>A participação total dos acionistas não controladores no balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2023 é composta por: (i) Rio</p><p>Paraná Energia (Controlada) correspondente à R$ 4.080.913; (ii) Rio Paranapanema Participações (Controlada) correspondente à</p><p>R$ 705.376; (iii) Rio Paranapanema Energia (Controlada indireta) correspondente à R$ 69.424.</p><p>28. RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA</p><p>28.1. Política contábil</p><p>28.1.1. Reconhecimento da receita</p><p>A receita compreende o valor justo da contraprestação recebida ou a receber pela comercialização de produtos e serviços no curso</p><p>normal das atividades do Grupo. A receita de vendas é apresentada líquida dos impostos incidentes, dos abatimentos e dos</p><p>descontos concedidos.</p><p>O Grupo reconhece a receita quando:</p><p>i. O valor da receita pode ser mensurado com segurança;</p><p>ii. É provável que benefícios econômicos futuros fluirão para o Grupo;</p><p>iii. Quando critérios específicos são atendidos para cada uma das atividades do Grupo, conforme descrição a seguir:</p><p>O valor da receita não é considerado como mensurável com segurança até que todas as eventuais contingências relacionadas com</p><p>a venda tenham sido resolvidas. O Grupo baseia suas estimativas em resultados históricos, levando em consideração o tipo de</p><p>cliente, o tipo de transação e as especificações de cada venda.</p><p>O Grupo reconhece as receitas de vendas de energia em contratos bilaterais, MRE e MCP no mês de suprimento da energia de</p><p>acordo com os valores constantes dos contratos e estimativas da Diretoria do Grupo, ajustados posteriormente por ocasião da</p><p>disponibilidade dessas informações.</p><p>28.1.2. Receita de geração e comercialização no Ambiente de Contratação Livre (ACL)</p><p>Contratos negociados no ambiente de contratação livre, onde a comercialização de energia elétrica ocorre por meio de livre</p><p>negociação de preços e condições entre as partes, por meio de contratos bilaterais. Podem ser contratos de curto e longo prazo de</p><p>acordo com a estratégia interna do Grupo.</p><p>É reconhecida no resultado de acordo com as regras de mercado de energia elétrica, a qual estabelece a transferência dos riscos e</p><p>benefícios sobre a quantidade contratada de energia para o comprador.</p><p>28.1.3. Receita de geração no Ambiente de Contratação Regulada (ACR)</p><p>O valor da Receita Anual de Geração (RAG) pelo regime de cotas está previsto no contrato de concessão, que é recebida/auferida</p><p>pela disponibilização das instalações da infraestrutura. Não depende da sua utilização pelos usuários do sistema nem está sujeita</p><p>ao MRE.</p><p>A RAG é composta pelas seguintes partes:</p><p>GAG (Gestão de Ativos de Geração): parcela associada ao custo da gestão dos ativos de geração, incluído os investimentos em</p><p>melhorias a serem executadas ao longo da concessão.</p><p>Reembolsos da TUST, TUSD, encargos de conexão, compensação financeira, taxa de fiscalização e P&D: são custos proporcionais</p><p>a RAG, que estão sendo apresentados de forma líquida.</p><p>28.1.4. Receita de ativos financeiros</p><p>Os ativos financeiros de concessão representam o valor presente dos fluxos de caixa futuros, equivalente ao reembolso de 65% do</p><p>valor pago pelo direito de concessão.</p><p>Esses ativos são remunerados mensalmente pela taxa interna de retorno e pela variação do IPCA.</p><p>28.1.5. Receita de geração pelo regime de alocação de cotas</p><p>O valor da Receita Anual de Geração (RAG) está previsto no contrato de concessão da Controlada Rio Paraná, e é recebida/auferida</p><p>pela disponibilização das instalações da infraestrutura. Não depende da sua utilização pelos usuários do sistema nem está sujeito ao</p><p>Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). Compõe esse grupo, a receita de manutenção visando a não interrupção</p><p>da</p><p>disponibilidade de energia e, quando aplicável, a receita de construção da infraestrutura de concessão.</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022</p><p>Receita operacional bruta</p><p>Contratos ACL 2.696.534 2.695.183</p><p>Contratos ACR 1.700.667 1.556.281</p><p>Comercialização de energia - operações de trading 494.118 602.898</p><p>Mercado de curto prazo (MCP) 148.528 84.028</p><p>Mecanismo de realocação de energia (MRE) 63.945 15.767</p><p>5.103.792 4.954.157</p><p>Receita de ativos financeiros</p><p>Juros e atualização monetária 1.596.837 1.675.249</p><p>1.596.837 1.675.249</p><p>Total receita operacional bruta 6.700.629 6.629.406</p><p>Deduções à receita operacional</p><p>PIS e COFINS (567.662) (565.686)</p><p>ICMS (35.723) (75.167)</p><p>Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) (54.747) (26.946)</p><p>(658.132) (667.799)</p><p>Receita operacional líquida 6.042.497 5.961.607</p><p>29. ENERGIA ELÉTRICA VENDIDA, COMPRADA E ENCARGOS DE USO DA REDE</p><p>29.1. Energia elétrica vendida</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022</p><p>MWh (*) R$ MWh (*) R$</p><p>Contratos ACL 13.167.105 2.696.534 13.173.912 2.695.183</p><p>Contrato ACR 15.245.793 1.700.667 16.102.818 1.556.281</p><p>Comercialização de energia - operações de trading 2.938.490 494.118 2.935.788 602.898</p><p>Mercado de curto prazo (MCP) 2.018.347 148.528 1.168.737 84.028</p><p>Mecanismo de realocação de energia (MRE) 3.376.262 63.945 1.173.905 15.767</p><p>36.745.997 5.103.792 34.555.160 4.954.157</p><p>(*) Não auditado pelos auditores independentes</p><p>29.2. Energia elétrica comprada</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022</p><p>MWh (*) R$ MWh (*) R$</p><p>Contratos ACL 680.431 145.778 800.994 148.729</p><p>Comercialização de energia - operações de trading 2.956.161 426.501 3.235.724 547.398</p><p>Mercado de curto prazo (MCP) 87.216 21.741 150.280 9.188</p><p>Mecanismo de realocação de energia (MRE) 427.557 25.547 3.774.016 78.037</p><p>(–) Crédito de PIS – (10.145) – (12.676)</p><p>(–) Crédito de COFINS – (46.731) – (58.387)</p><p>4.151.365 562.691 7.961.014 712.289</p><p>(*) Não auditado pelos auditores independentes</p><p>29.3. Encargos de uso da rede elétrica</p><p>29.3.1. Política contábil</p><p>Os encargos devidos pelo Grupo estabelecido pela ANEEL são: TUST, TUSD e Encargos de Conexão.</p><p>A TUST remunera o uso da Rede Básica, que é composta por instalações de transmissão com tensão igual ou superior a 230 kV.</p><p>A parte de cada empresa do total do encargo é calculada com base em:</p><p>i. valor comum a todos os empreendimentos (selo), referente a aproximadamente 80% do encargo TUST, e</p><p>ii. valor que considera a proximidade do empreendimento de geração em relação aos grandes centros consumidores no caso da</p><p>geração ou a proximidade em relação aos grandes centros geradores no caso das distribuidoras ou consumidores livres (locacional),</p><p>referente a aproximadamente 20% do encargo TUST.</p><p>A TUSD remunera o uso do sistema de distribuição de uma concessionária de distribuição específica. As concessionárias de</p><p>distribuição operam linhas de energia em baixa e média tensão que são utilizadas pelos geradores para ligar suas usinas à rede</p><p>básica ou a centros de consumo.</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022</p><p>Tust 418.431 388.824</p><p>Tusd 41.572 37.591</p><p>Encargos de conexão 466 617</p><p>(–) Crédito de PIS (7.456) (6.864)</p><p>(–) Crédito de COFINS (34.346) (31.614)</p><p>418.667 388.554</p><p>30. RESULTADO FINANCEIRO</p><p>30.1. Política contábil</p><p>As receitas e despesas financeiras são reconhecidas conforme o prazo decorrido, usando o método da taxa de juros efetiva,</p><p>registradas contabilmente em regime de competência e são representadas principalmente por rendimento de aplicações financeiras,</p><p>variações monetárias, variações cambiais, juros entre outras.</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Receitas</p><p>Rendimento de aplicações financeiras 84.403 57.976 257.721 238.610</p><p>Variações monetárias 2.496 3.233 110.575 61.755</p><p>Depósitos judiciais 11 – 63.273 52.236</p><p>Atualização do uso do bem público (UBP) – – 3.187 2.003</p><p>Atualização monetária de tributos a recuperar 2.485 3.233 3.088 5.215</p><p>Inadimplência CCEE – – 1.080 2.301</p><p>Atualização monetária referente a liminares CCEE – – 38.937 –</p><p>Outras – – 1.010 –</p><p>Variação cambial ativa – – 399.722 850.111</p><p>(–) PIS e COFINS (59.642) (48.766) (77.676) (66.600)</p><p>Outras receitas financeiras 8 (676) 364 (415)</p><p>27.265 11.767 690.706 1.083.461</p><p>Despesas</p><p>Juros – – (378.351) (486.991)</p><p>Debêntures – – (229.919) (195.454)</p><p>Empréstimos – – (44.008) (119.437)</p><p>Financiamentos – – (24.223) (28.005)</p><p>Partes relacionadas – – (80.105) (143.989)</p><p>Outros – – (96) (106)</p><p>Variações monetárias (16) – (58.627) (116.785)</p><p>Atualização do uso do bem público (UBP) – – (3.150) (7.175)</p><p>Atualização monetária referente a liminares CCEE – – (1.152) (31.084)</p><p>Provisões para riscos (16) – (16.919) (24.053)</p><p>Debêntures – – (14.585) (33.261)</p><p>Financiamentos – – (3.047) (2.533)</p><p>Outras – – (19.774) (18.679)</p><p>Variação cambial passiva – – (248.054) (648.957)</p><p>Despesas plano de pensão – – (1.845) (6.076)</p><p>Carta fiança (5.257) (5.302) (5.257) (5.302)</p><p>Ajuste a valor presente (UBP) – – (3.291) (195)</p><p>Atualização/AVP de provisão de grandes reparos – – (117.056) (361.199)</p><p>Outras despesas financeiras (2.490) (1.872) (6.426) (8.057)</p><p>(7.763) (7.174) (818.907) (1.633.562)</p><p>19.502 4.593 (128.201) (550.101)</p><p>31. APURAÇÃO DO IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL E TRIBUTOS DIFERIDOS</p><p>31.1. Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro líquido</p><p>31.1.1. Política contábil</p><p>As despesas de imposto de renda e contribuição social do exercício compreendem os impostos correntes e diferidos. Os impostos</p><p>diferidos são reconhecidos na demonstração do resultado, exceto na proporção em que estiverem relacionados com itens</p><p>reconhecidos diretamente no patrimônio líquido ou no resultado abrangente.</p><p>A reconciliação entre a despesa de imposto de renda e de contribuição social pela alíquota nominal e pela efetiva está demonstrada</p><p>a seguir:</p><p>Controladora</p><p>2023 2022</p><p>IRPJ CSLL Total IRPJ CSLL Total</p><p>Resultado antes do IRPJ e CSLL 1.818.063 1.554.178</p><p>Alíquota nominal do IRPJ e CSLL 25% 9% 34% 25% 9% 34%</p><p>IRPJ e CSLL a alíquota pela legislação (454.516) (163.626) (618.142) (388.545) (139.876) (528.421)</p><p>Ajustes para cálculo pela alíquota efetiva</p><p>Equivalência patrimonial de controladas/coligadas 474.357 170.768 645.125 407.590 146.732 554.322</p><p>Juros sobre capital próprio (17.774) (6.398) (24.172) (17.860) (6.429) (24.289)</p><p>Prejuízo Fiscal e Base de Cálculo Negativa – – – – 10 10</p><p>Prejuízo Fiscal e Base de Cálculo Negativa</p><p>sem constituição de IRPJ e CSLL diferido (1.180) (425) (1.605) (1.203) (433) (1.636)</p><p>Participações nos Lucros e Resultado (PLR) (721) (260) (981) – – –</p><p>Incentivos fiscais 187 – 187 90 – 90</p><p>Outras (adições) permanentes, líquidas (1.657) (605) (2.262) (2.217) (807) (3.024)</p><p>Total IRPJ e CSLL do exercício com efeito no resultado (1.304) (546) (1.850) (2.145) (803) (2.948)</p><p>IRPJ e CSLL correntes 1.304 546 1.850 2.145 803 2.948</p><p>Total IRPJ e CSLL do exercício com efeito no resultado 1.304 546 1.850 2.145 803 2.948</p><p>Ajustes correntes - exercícios anteriores – – – 639 – 639</p><p>Total IRPJ e CSLL com efeito no resultado 1.304 546 1.850 2.784 803 3.587</p><p>Alíquota efetiva 0,1% 0,0% 0,1% 0,1% 0,1% 0,2%</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022</p><p>IRPJ CSLL Total IRPJ CSLL Total</p><p>Resultado antes do IRPJ e CSLL 3.535.110 3.111.589</p><p>Alíquota nominal do IRPJ e CSLL 25% 9% 34% 25% 9% 34%</p><p>IRPJ e CSLL a alíquota pela legislação (883.778) (318.160) (1.201.938) (777.897) (280.043) (1.057.940)</p><p>Ajustes para cálculo pela alíquota efetiva</p><p>Amortização encargo credor inflacionário – – – 2.260 (73) 2.187</p><p>Equivalência patrimonial de controladas/coligadas 25.801 9.289 35.090 24.897 8.964 33.861</p><p>Juros sobre capital próprio 186.277 67.060 253.337 151.092 54.393 205.485</p><p>Prejuízo Fiscal e Base de Cálculo Negativa 7.153 2.575 9.728 5.959 2.156 8.115</p><p>Prejuízo Fiscal e Base de Cálculo Negativa</p><p>sem constituição de IRPJ e CSLL diferido 29.554 10.561 40.115 (1.203) (433) (1.636)</p><p>Doações Incentivadas 12.082 – 12.082 13.374 – 13.374</p><p>Mais-valia (15.237) (5.485) (20.722) (15.184) (5.466) (20.650)</p><p>Participações nos Lucros e Resultado (PLR) (721) (260) (981) – – –</p><p>Diferença por tributação de lucro presumido</p><p>em controladas 1.395 361 1.756 (5.665) (3.196) (8.861)</p><p>Incentivos fiscais 2.950 – 2.950 3.052 – 3.052</p><p>Outras (adições) permanentes, líquidas (6.707) (2.506) (9.213) (7.020) (2.605) (9.625)</p><p>Total IRPJ e CSLL do exercício com efeito no resultado (641.231) (236.565) (877.796) (606.335) (226.303) (832.638)</p><p>IRPJ e CSLL correntes 437.565 163.246 600.811 422.696 159.927 582.623</p><p>IRPJ e CSLL diferidos 203.666 73.319 276.985 183.639 66.376 250.015</p><p>Total IRPJ e CSLL do exercício com efeito no resultado 641.231 236.565 877.796 606.335 226.303 832.638</p><p>Ajustes correntes - exercícios anteriores – – – 553 (16) 537</p><p>Ajustes diferidos - exercícios anteriores 22 – 22 – – –</p><p>Total IRPJ e CSLL com efeito no resultado 641.253 236.565 877.818 606.888 226.287 833.175</p><p>Alíquota efetiva 18,1% 6,7% 24,8% 19,5% 7,3% 26,8%</p><p>31.2. Tributos diferidos</p><p>31.2.1. Política contábil</p><p>O imposto de renda e contribuição social diferidos são reconhecidos usando-se o método do passivo sobre as diferenças temporárias</p><p>decorrentes de diferenças entre as bases fiscais dos ativos e passivos e seus valores contábeis nas demonstrações financeiras.</p><p>Adicionalmente, são reconhecidos somente na proporção da probabilidade de que o lucro tributável futuro esteja disponível e contra</p><p>o qual as diferenças temporárias possam ser usadas. O montante do imposto de renda diferido ativo é revisado a cada data das</p><p>demonstrações financeiras e reduzido pelo montante que não seja mais realizável através de lucros tributáveis futuros. Ativos e</p><p>passivos fiscais diferidos são calculados usando as alíquotas fiscais aplicáveis ao lucro tributável nos anos em que essas diferenças</p><p>temporárias deverão ser realizadas.</p><p>Os impostos diferidos ativos e passivos são compensados quando há um direito exequível de legalmente compensar os ativos fiscais</p><p>correntes contra os passivos fiscais.</p><p>O Grupo apresenta o imposto de renda e contribuição social diferidos no grupo não circulante conforme CPC 26/IAS 1 - Apresentação</p><p>das demonstrações financeiras.</p><p>Controladora</p><p>2023</p><p>IRPJ CSLL Total</p><p>Ativo de imposto diferido</p><p>Diferenças temporárias</p><p>Provisões para riscos 108 38 146</p><p>Imposto diferido líquido 108 38 146</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022</p><p>IRPJ CSLL Total IRPJ CSLL Total</p><p>Ativo de imposto diferido</p><p>Diferenças temporárias</p><p>Prejuízo fiscal e Base de cálculo negativa 317.810 113.259 431.069 371.909 132.733 504.642</p><p>Provisões para grandes reparos 298.099 107.316 405.415 253.997 91.439 345.436</p><p>Variação cambial 50.100 18.036 68.136 143.722 51.740 195.462</p><p>Provisões para riscos 31.366 11.290 42.656 25.430 9.155 34.585</p><p>Liminares CCEE (GF) 30.261 10.894 41.155 39.707 14.295 54.002</p><p>Benefício fiscal 5.606 2.018 7.624 6.835 2.461 9.296</p><p>Participação nos lucros e resultados 5.439 1.959 7.398 2.756 993 3.749</p><p>Provisões de penalidades contratuais 5.160 1.858 7.018 – – –</p><p>Alienação e desativação de bens 4.071 1.467 5.538 4.125 1.484 5.609</p><p>Amortização de direito de uso 209 75 284 287 103 390</p><p>Outras provisões 1.725 621 2.346 4.563 1.643 6.206</p><p>Total bruto 749.846 268.793 1.018.639 853.331 306.046 1.159.377</p><p>Compensação entre Ativos e Passivos Diferidos (598.821) (215.576) (814.397) (741.735) (267.024) (1.008.759)</p><p>Total 151.025 53.217 204.242 111.596 39.022 150.618</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 18</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)continuação</p><p>continua</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022</p><p>IRPJ CSLL Total IRPJ CSLL Total</p><p>Passivo de imposto diferido</p><p>Diferenças temporárias</p><p>Efeitos de ativo financeiro vinculado a concessão (1.401.330) (504.479) (1.905.809) (1.246.115) (448.601) (1.694.716)</p><p>Recuperação de custos de compra de energia pela</p><p>extensão da concessão (acordo GSF) (207.291) (74.626) (281.917) (227.627) (81.944) (309.571)</p><p>Ajuste de avaliação patrimonial (100.894) (36.322) (137.216) (122.142) (43.971) (166.113)</p><p>Juros sobre depósito vinculado (43.401) (15.624) (59.025) (30.261) (10.894) (41.155)</p><p>Ajuste a valor presente (UBP) (7.558) (2.720) (10.278) (7.933) (2.856) (10.789)</p><p>Mais-valia - investimento em controlada (6.513) (2.345) (8.858) (6.513) (2.345) (8.858)</p><p>Contratos futuros de energia (4.554) (1.640) (6.194) (30.611) (11.021) (41.632)</p><p>Ajuste atuarial plano de pensão (2.688) (968) (3.656) (1.034) (371) (1.405)</p><p>Total bruto (1.774.229) (638.724) (2.412.953) (1.672.236) (602.003) (2.274.239)</p><p>Compensação entre Ativos e Passivos Diferidos 598.823 215.576 814.399 741.735 267.024 1.008.759</p><p>Total (1.175.406) (423.148) (1.598.554) (930.501) (334.979) (1.265.480)</p><p>Imposto diferido líquido (1.024.381) (369.931) (1.394.312) (818.905) (295.957) (1.114.862)</p><p>O Grupo tem a expectativa de realização do imposto de renda e de contribuição social diferidos de acordo com premissas internas</p><p>e conforme apresentado no quadro abaixo:</p><p>Conta 2024 2025 2026 2027 2028 a partir de 2029 Total</p><p>Imposto de renda e contribuição social diferidos 31.502 (19.964) (6.464) 6.695 (12.046) (1.394.035) (1.394.312)</p><p>32. LUCRO POR AÇÃO</p><p>O cálculo do lucro líquido por ação é realizado através da divisão do lucro líquido do exercício, atribuído aos detentores de ações da</p><p>Companhia, pela quantidade média ponderada de ações disponíveis durante o exercício.</p><p>Os quadros a seguir apresentam os dados de resultados e ações utilizadas no cálculo dos lucros básico e diluído por ação:</p><p>Controladora</p><p>2023 2022</p><p>Numerador</p><p>Lucro líquido do exercício atribuído aos acionistas da Companhia</p><p>Lucro líquido do exercício 1.816.213 1.550.591</p><p>1.816.213 1.550.591</p><p>Denominador (Média ponderada de números de ações)</p><p>Ações ordinárias 992.653 992.653</p><p>992.653 992.653</p><p>Resultado básico e diluído por ação 1,82966 1,56207</p><p>33. INFORMAÇÕES POR SEGMENTO</p><p>33.1. Política contábil</p><p>O Conselho de Administração e a Diretoria Executiva Estatutária avaliam o desempenho de seus segmentos de negócio,</p><p>considerando como principal indicador o lucro líquido ajustado dos efeitos líquidos do reconhecimento contábil da variação cambial</p><p>(“Lucro líquido ajustado”).</p><p>Os segmentos operacionais definidos pelo Conselho de Administração e Diretoria Executiva Estatutária são os seguintes, tendo</p><p>como premissas de segregação suas atividades principais:</p><p>Geração: Companhias que possuem como atividade principal a geração e comercialização de energia elétrica, tendo suas</p><p>concessões regulamentadas e fiscalizadas pela Aneel e MME.</p><p>Comercialização: Companhias que possuem como atividade principal a comercialização de energia a consumidores livres.</p><p>Administração/outros: Companhias com características de holding onde a principal atividade é a participação em outras sociedades</p><p>empresariais e prestação de serviços para as empresas do Grupo no Brasil.</p><p>As informações referentes aos ativos e passivos totais por segmentos não são apresentadas, pois não compõe o conjunto de</p><p>informações disponibilizadas aos Diretores da Companhia que, por sua vez, tomam decisões sobre investimentos e alocação de</p><p>recursos considerando essas informações em bases consolidadas.</p><p>Para o cálculo dos indicadores de performance, o Conselho de Administração e Diretoria Executiva Estatutária considera, para a</p><p>Controlada Rio Paraná as informações constantes das Demonstrações Financeiras Regulatórias ao invés das informações em</p><p>conformidade com o IFRS/CPC, uma vez que, pelo modelo do contrato de concessão no regime de quotas e, consequentemente, a</p><p>aplicação das regras contábeis do ICPC-01/IFRIC-12, há diferenças relevantes no conjunto de informações financeiras desta</p><p>Controlada, pela tratativa contábil do Ativo Financeiro relativo à Concessão e, também, pelo passivo constituído como provisão para</p><p>grandes reparos (Projeto de Modernização).</p><p>Na DRE, as linhas impactadas pelo tratamento do ICPC-01/IFRIC-12 na Controlada Rio Paraná são:</p><p>• Receita Operacional Líquida (R$ 336 milhões): reconhecimento da remuneração</p><p>a valor presente da parcela do mercado regulado</p><p>do contrato de concessão (RBO - Retorno da Bonificação da Outorga) como receita do Ativo Financeiros, sendo a emissão das NFs</p><p>de venda de energia considerada como a realização desse Ativo Financeiro;</p><p>• Depreciação e Amortização (R$ 235 milhões): (1) amortização do Ativo Intangível de concessão somente da porção do investimento</p><p>inicial referente à parcela da energia a ser comercializada na modalidade de Mercado Livre (aproximadamente 30%); (2) amortização</p><p>do Ativo Intangível da provisão para Grandes Reparos referente à melhor estimativa da Companhia para o Projeto de Modernização</p><p>das Usinas da Controlada;</p><p>• Resultado Financeiro Líquido (R$ 117 milhões): atualização monetária pelo IPCA e IGP-M do passivo referente à provisão para</p><p>Grandes Reparos, bem como, a tratativa desse passivo a valor presente;</p><p>• Imposto de Renda e Contribuição Social (R$ 151 milhões): imposto diferido calculado sobre as diferenças temporárias acima</p><p>descritas.</p><p>Uma vez que estas diferenças supracitadas não produzem o efeito correspondente no caixa da Companhia, acabam por impactar</p><p>também o indicador de Ebitda. Desta forma, o Conselho de Administração e a Diretoria Executiva Estatutária também efetuam suas</p><p>análises gerenciais através do Ebitda ajustado, conforme demonstrado nos quadros abaixo.</p><p>Principais Indicadores de Gestão</p><p>2023</p><p>Geração Margem %</p><p>Co-</p><p>mercia-</p><p>lização Margem %</p><p>Adminis-</p><p>tração</p><p>outros Margem %</p><p>Conso-</p><p>lidado</p><p>ajustado Margem %</p><p>Receita operacional líquida 5.242.537 100,0% 464.281 100,0% – 0,0% 5.706.818 100,0%</p><p>Ebitda ajustado 4.026.169 76,8% (45.719) -9,8% (90.336) 0,0% 3.890.114 68,2%</p><p>Lucro líquido ajustado antes</p><p>da variação cambial 2.350.981 44,8% (24.687) -5,3% (71.974) 0,0% 2.254.320 39,5%</p><p>Lucro líquido ajustado 2.451.082 46,8% (24.687) -5,3% (71.974) 0,0% 2.354.421 41,3%</p><p>Depreciação e amortização (823.987) – – – (77.065) – (901.052) –</p><p>Receita financeira 658.003 – 8.245 – 24.458 – 690.706 –</p><p>Despesa financeira (694.073) – (14) – (7.764) – (701.851) –</p><p>Imposto de renda</p><p>e contribuição social (715.030) – 12.801 – (24.473) – (726.702) –</p><p>Principais Indicadores de Gestão</p><p>2022</p><p>Geração Margem %</p><p>Co-</p><p>mercia-</p><p>lização Margem %</p><p>Adminis-</p><p>tração</p><p>outros Margem %</p><p>Conso-</p><p>lidado</p><p>ajustado Margem %</p><p>Receita operacional líquida 4.907.833 100,0% 554.109 100,0% – 0,0% 5.461.941 100,0%</p><p>Ebitda ajustado 3.764.711 76,7% 46.301 8,4% (77.231) 0,0% 3.733.781 68,4%</p><p>Lucro líquido ajustado antes</p><p>da variação cambial 1.941.189 39,6% 34.619 6,2% (76.328) 0,0% 1.899.480 34,8%</p><p>Lucro líquido ajustado 2.073.950 42,3% 34.619 6,2% (76.328) 0,0% 2.032.241 37,2%</p><p>Depreciação e amortização (827.843) – – – (74.291) – (902.134) –</p><p>Receita financeira 1.071.403 – 6.098 – 5.960 – 1.083.461 –</p><p>Despesa financeira (1.264.436) – (1) – (7.926) – (1.272.363) –</p><p>Imposto de renda</p><p>e contribuição social (669.885) – (17.779) – (22.430) – (710.094) –</p><p>2023 2022</p><p>Lucro líquido societário 2.657.292 2.278.414</p><p>Ajustes de GAAP líquidos de impostos na controlada Rio Paraná em virtude da aplicação ICPC-01 302.871 246.173</p><p>Lucro líquido ajustado 2.354.421 2.032.241</p><p>Ebitda societário ICVM 156/2022 4.329.285 4.333.036</p><p>Ajustes GAAP (Societário vs Regulatório) na controlada Rio Paraná em virtude da aplicação ICPC-01 335.965 499.665</p><p>Resultado de equivalência patrimonial das investidas 103.206 99.590</p><p>Ebitda ajustado ICVM 156/2022 3.890.114 3.733.781</p><p>2023 2022</p><p>Lucro líquido societário 2.657.292 2.278.414</p><p>Imposto de renda e contribuição social 877.818 833.175</p><p>Resultado financeiro (líquido) 128.201 550.101</p><p>Depreciação e amortização 665.974 671.346</p><p>Ebitda societário ICVM 156/2022 4.329.285 4.333.036</p><p>2023 2022</p><p>Receita líquida societária 6.042.497 5.961.607</p><p>Ajustes de GAAP líquidos de impostos na controlada Rio Paraná em virtude da aplicação ICPC-01 335.679 499.668</p><p>Receita líquida ajustada 5.706.818 5.461.939</p><p>34. INSTRUMENTOS FINANCEIROS</p><p>34.1. Política contábil</p><p>Os instrumentos financeiros são reconhecidos imediatamente na data de negociação, ou seja, na concretização do surgimento da</p><p>obrigação ou do direito.</p><p>Os valores justos são apurados com base em cotação no mercado, para os instrumentos financeiros com mercado ativo, e pelo</p><p>método do valor presente de fluxos de caixa esperados, para aqueles que não tem cotação disponível no mercado.</p><p>34.2. Classificação</p><p>O Grupo pode classificar seus ativos financeiros nas seguintes categorias:</p><p>i. Mensurados ao valor justo através do resultado;</p><p>ii. Mensurados ao custo amortizado;</p><p>A Diretoria determina a classificação de seus ativos e passivos financeiros no reconhecimento inicial, dependendo do modelo de</p><p>negócio e da finalidade para a qual o ativo ou passivo financeiro foi adquirido.</p><p>Mensurado ao custo amortizado são ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis, que não são cotados</p><p>em um mercado ativo. São incluídos como ativo circulante, exceto aqueles com prazo de vencimento superior a doze meses após a</p><p>data de emissão do balanço (estes são classificados como ativos não circulantes) e são mensurados pelo valor de custo amortizado</p><p>utilizando o método de juros efetivos, deduzidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável.</p><p>As receitas com juros provenientes desses ativos financeiros são registradas em receitas financeiras e operacionais, usando o</p><p>método da taxa efetiva de juros. Quaisquer ganhos ou perdas devido à baixa do ativo são reconhecidos diretamente no resultado e</p><p>apresentados em outros ganhos/(perdas). As perdas por impairment são apresentadas em uma conta separada na demonstração</p><p>do resultado.</p><p>O Grupo não opera com derivativos e também não aplica a metodologia denominada contabilidade de operações de hedge (hedge</p><p>accounting).</p><p>34.3. Reconhecimento e mensuração</p><p>As compras e as vendas regulares de ativos financeiros são reconhecidas na data de negociação - data na qual o Grupo se</p><p>compromete a comprar ou vender o ativo. Os valores são, inicialmente, reconhecidos pelo valor justo, acrescidos dos custos da</p><p>transação para todos os ativos financeiros não classificados como ao valor justo por meio do resultado. Os empréstimos e recebíveis</p><p>são mensurados pelo valor do custo amortizado.</p><p>Os ativos financeiros são baixados quando os direitos de receber fluxos de caixa dos investimentos tenham vencido ou tenham sido</p><p>transferidos; neste último caso, desde que o Grupo tenha transferido, significativamente, todos os riscos e os benefícios da</p><p>propriedade.</p><p>34.4. Compensação de instrumentos financeiros</p><p>Ativos e passivos financeiros são compensados e o valor líquido é reportado no balanço patrimonial, quando há um direito legalmente</p><p>aplicável de compensar os valores reconhecidos e há uma intenção de liquidá-lo, ou realizar o ativo e liquidar o passivo</p><p>simultaneamente.</p><p>34.5. Mensuração do valor justo na data da aquisição</p><p>O Grupo mensura seus instrumentos financeiros e ativos não financeiros ao valor justo na data da aquisição, ou seja, ao preço que</p><p>seria recebido pela venda de um ativo ou pago pela transferência de um passivo em uma transação não forçada entre participantes</p><p>do mercado na data de mensuração.</p><p>Para o cálculo do valor justo são utilizadas técnicas de avaliação apropriadas às circunstâncias e para as quais haja dados suficientes</p><p>disponíveis, de forma a minimizar o uso de dados não observáveis.</p><p>Os ativos e passivos cujos valores justos são mensurados e divulgados nas demonstrações financeiras são categorizados dentro da</p><p>hierarquia de valor justo descrita a seguir:</p><p>• Nível 1: preços cotados (não ajustados) em mercados ativos ou passivos idênticos aos que a Grupo possa ter acesso na data de</p><p>mensuração;</p><p>• Nível 2: técnicas de avaliação para as quais a informação de nível mais baixo e significativa para a mensuração do valor justo seja</p><p>obtida direta ou indiretamente; e</p><p>• Nível 3: técnicas de avaliação para as quais a informação de nível mais baixo e significativa para a mensuração do valor justo não</p><p>esteja disponível.</p><p>As operações do Grupo e suas Controladas compreendem a geração</p><p>e a venda de energia elétrica para companhias distribuidoras</p><p>e clientes livres. As vendas são efetuadas através dos denominados “contratos bilaterais”, assinados em período posterior ao da</p><p>privatização das controladas, que determinam a quantidade e o preço de venda da energia elétrica. O preço é reajustado anualmente</p><p>pela variação do IGP-M e/ou IPCA. Eventuais diferenças entre a quantidade de energia gerada, energia alocada e o somatório das</p><p>quantidades vendidas através de contratos são ajustadas através das regras de mercado e liquidadas no âmbito da CCEE. Os</p><p>principais fatores de risco de mercado que afetam o negócio do Grupo estão descritos na nota explicativa n° 4.</p><p>Nos contratos fechados no mercado livre com os consumidores livres e comercializadores, o Grupo através da área de crédito, efetua</p><p>a análise de crédito e define os limites e garantias que serão requeridos.</p><p>Todos os contratos têm cláusulas que permitem o Grupo cancelar o contrato e a entrega de energia no caso de não cumprimento</p><p>dos termos do contrato.</p><p>34.6. Instrumentos financeiros no balanço patrimonial</p><p>34.6.1. Considerações gerais</p><p>O Grupo participa de operações que envolvem instrumentos financeiros, todos registrados em contas patrimoniais, com o objetivo de</p><p>reduzir a exposição a riscos de mercado e de moeda. A administração desses riscos, bem como dos respectivos instrumentos, é</p><p>realizada por meio de definição de estratégias e estabelecimento de sistemas de controle, minimizando a exposição em</p><p>suas operações.</p><p>Os principais instrumentos financeiros do grupo estão representados por:</p><p>Natureza</p><p>Consolidado</p><p>Classificação</p><p>Hierarquia do</p><p>valor justo</p><p>2023 2022</p><p>Valor</p><p>contábil</p><p>Valor a</p><p>mercado</p><p>Valor</p><p>contábil</p><p>Valor a</p><p>mercado</p><p>Ativos financeiros</p><p>Caixas e bancos Custo amortizado – 953 953 413 413</p><p>Aplicações financeiras</p><p>Valor justo por</p><p>meio do resultado Nível 2 1.697.089 1.697.089 2.383.377 2.383.377</p><p>Aplicações financeiras vinculadas</p><p>Valor justo por</p><p>meio do resultado Nível 2 24.566 24.566 25.039 25.039</p><p>Clientes Custo amortizado – 689.232 689.232 645.179 645.179</p><p>Ativo financeiro vinculado à concessão Custo amortizado – 12.245.768 12.245.768 11.910.090 11.910.090</p><p>Dividendos e juros sobre capital</p><p>próprio (JSCP) Custo amortizado – 34.643 34.643 41.258 41.258</p><p>Depósitos Judiciais Custo amortizado – 660.204 660.204 602.668 602.668</p><p>Partes relacionadas Custo amortizado – 1.045 1.045 1.015 1.015</p><p>Contratos futuros de energia</p><p>Valor justo por</p><p>meio do resultado Nível 2 203.097 203.097 412.371 412.371</p><p>15.556.597 15.556.597 16.021.410 16.021.410</p><p>Passivos financeiros</p><p>Fornecedores Custo amortizado – 640.518 640.518 668.166 668.166</p><p>Encargos setoriais Custo amortizado – 152.472 152.472 153.219 153.219</p><p>Empréstimos Custo amortizado – – – 675.707 675.707</p><p>Financiamentos Custo amortizado – 277.524 277.524 325.892 325.892</p><p>Debêntures Custo amortizado – 2.822.804 2.813.889 3.114.824 3.094.007</p><p>Dividendos e juros sobre capital</p><p>próprio (JSCP) Custo amortizado – 2.394.393 2.394.393 1.902.922 1.902.922</p><p>Uso do Bem Público (UBP) Custo amortizado – 36.050 36.050 36.552 36.552</p><p>Partes relacionadas Custo amortizado – 1.131.901 1.131.901 2.431.413 2.431.413</p><p>Provisões para grandes reparos Custo amortizado – 1.884.091 1.884.091 2.054.200 2.054.200</p><p>Contratos futuros de energia</p><p>Valor justo por</p><p>meio do resultado Nível 2 184.881 184.881 289.917 289.917</p><p>9.524.634 9.515.719 11.652.812 11.631.995</p><p>35. SEGUROS</p><p>O Grupo mantém contratos de seguros levando em conta a natureza e o grau de risco para cobrir eventuais perdas significativas</p><p>sobre os ativos e/ou responsabilidades suas e de suas Controladas. As principais coberturas, conforme apólices de seguros são:</p><p>Apólices Vigência</p><p>Limite máximo</p><p>de indenização (*)</p><p>Cobertura Operacional</p><p>Risco operacional 04/08/2023 a 04/08/2024 1.000.000</p><p>Responsabilidade civil 04/08/2023 a 04/08/2024 140.000</p><p>Responsabilidade civil ambiental 04/08/2023 a 04/08/2024 110.000</p><p>Responsabilidade civil para diretores e executivos 08/12/2023 a 08/12/2024 150.000</p><p>Modernização Rio Paraná</p><p>Riscos de engenharia 16/06/2023 a 03/04/2024 330.000</p><p>Responsabilidade civil geral 16/06/2023 a 02/04/2024 50.000</p><p>Construção Arinos Energias Renováveis</p><p>Construção 12/06/2023 a 09/10/2024 1.405.942</p><p>Responsabilidade Civil 12/06/2023 a 09/10/2024 50.000</p><p>Transporte 12/06/2023 a 09/10/2024 5.000</p><p>Construção Serra da Palmeira Energias Renováveis</p><p>Responsabilidade Civil 29/09/2023 a 30/04/2026 100.000</p><p>(*) Não auditados pelos auditores independentes</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 19</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>RELATÓRIO DO AUDITOR INDEPENDENTE SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS INDIVIDUAIS E CONSOLIDADAS</p><p>Aos Diretores e Conselho da Administração</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>Opinião</p><p>Examinamos as demonstrações financeiras individuais da China Three Gorges Brasil Energia S.A. (“Companhia”), que compreendem</p><p>o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2023 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das</p><p>mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, assim como as demonstrações financeiras</p><p>consolidadas da China Three Gorges Brasil Energia S.A. e suas controladas (“Consolidado”), que compreendem o balanço</p><p>patrimonial consolidado em 31 de dezembro de 2023 e as respectivas demonstrações consolidadas do resultado, do resultado</p><p>abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, bem como as correspondentes</p><p>notas explicativas, incluindo as políticas contábeis materiais e outras informações elucidativas.</p><p>Em nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a</p><p>posição patrimonial e financeira da China Three Gorges Brasil Energia S.A. e da China Three Gorges Brasil Energia S.A. e suas</p><p>controladas em 31 de dezembro de 2023, o desempenho de suas operações e os seus respectivos fluxos de caixa, bem como o</p><p>desempenho consolidado de suas operações e os seus fluxos de caixa consolidados para o exercício findo nessa data, de acordo</p><p>com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International</p><p>Accounting Standards Board (IASB) (atualmente denominadas pela Fundação IFRS como “normas contábeis IFRS’’).</p><p>Base para opinião</p><p>Nossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Nossas responsabilidades, em</p><p>conformidade com tais normas, estão descritas na seção intitulada “Responsabilidades do auditor pela auditoria das demonstrações</p><p>financeiras individuais e consolidadas”. Somos independentes em relação à Companhia e suas controladas, de acordo com os</p><p>princípios éticos relevantes previstos no Código de Ética Profissional do Contador e nas normas profissionais</p><p>emitidas pelo Conselho Federal de Contabilidade, e cumprimos com as demais responsabilidades éticas conforme</p><p>essas normas. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa</p><p>opinião.</p><p>Principais Assuntos de Auditoria</p><p>Principais Assuntos de Auditoria (PAA) são aqueles que, em nosso julgamento profissional, foram os mais</p><p>significativos em nossa auditoria do exercício corrente. Esses assuntos foram tratados no contexto de nossa</p><p>auditoria das demonstrações financeiras individuais e consolidadas como um todo e na formação de nossa</p><p>opinião sobre essas, demonstrações financeiras individuais e consolidadas e, portanto, não expressamos uma</p><p>opinião separada sobre esses assuntos.</p><p>Porque é um PAA</p><p>Provisões para</p><p>riscos (Nota 24)</p><p>A Companhia e suas controladas são parte em diversos processos judiciais e administrativos relativos a assuntos nas áreas fiscais,</p><p>trabalhistas, cíveis, ambientais e regulatórias, que surgem no curso normal de seus negócios.</p><p>Esses processos normalmente são encerrados após um longo período e envolvem não só discussões acerca do mérito, mas</p><p>também aspectos processuais complexos, de acordo com a legislação vigente.</p><p>A decisão de reconhecimento de um passivo, a partir da avaliação da probabilidade de perda, e as bases de mensuração, consideram</p><p>exercício de julgamento da Diretoria, a partir de posições de seus consultores jurídicos.</p><p>Em função do descrito, os valores estão sujeitos a inerentes subjetividades e complexidades, podendo causar efeitos relevantes nas</p><p>provisões constituídas ou divulgações efetuadas. Por essa razão, este tema foi considerado como um dos principais assuntos de</p><p>nossa auditoria,</p><p>Como o assunto foi conduzido em nossa auditoria</p><p>Nossos procedimentos de auditoria incluíram, entre outros, o entendimento dos controles internos relevantes relacionados ao</p><p>processo de identificação, mensuração, registro e divulgação de contingências.</p><p>Solicitamos e obtivemos a confirmação diretamente com os advogados que patrocinam as causas, a fim de confirmar a avaliação do</p><p>prognóstico, a totalidade das informações e o valor envolvido. Para selecionadas causas, discutimos a razoabilidade do prognóstico</p><p>de perda com o departamento jurídico.</p><p>No caso das ações tributárias relevantes, nossas análises foram efetuadas em conjunto com os nossos especialistas da</p><p>área tributária.</p><p>Consideramos que os critérios e premissas adotados pela Diretoria para a determinação das referidas provisões, bem como as</p><p>divulgações efetuadas, estão consistentes com as posições dos assessores jurídicos.</p><p>Ativo financeiro vinculado a concessão da controlada Rio Paraná (Nota 9)</p><p>Parte do montante pago pelo direito de concessão da controlada Rio Paraná Energia SA. (“Rio Paraná”) possui previsão contratual</p><p>de desembolsos fixos e garantidos pelo poder concedente durante o prazo da concessão e sem risco de demanda. Essa parcela é</p><p>classificada como ativo financeiro. A outra parcela, em função do risco de demanda existente para a sua realização, é classificada</p><p>como ativo intangível. Em 31 de dezembro de 2023,o saldo do ativo financeiro vinculado à concessão da controlada registrado no</p><p>ativo circulante e não circulante totalizou R$ 12.245.768 mil.</p><p>A determinação do ativo financeiro para o reconhecimento inicial e as mensurações posteriores, demandam o estabelecimento de</p><p>modelo financeiro, com a utilização de dados e premissas que exigem julgamentos da Diretoria e podem impactar as demonstrações</p><p>financeiras consolidadas.</p><p>Em decorrência do descrito acima, bem como pela relevância dos valores envolvidos, consideramos essa área como um dos</p><p>principais assuntos de auditoria.</p><p>Nossos procedimentos de auditoria incluíram, entre outros, o entendimento dos controles internos, do modelo de negócio e da</p><p>política estabelecida para as contabilizações e as mensurações subsequentes.</p><p>Testamos o modelo financeiro e correspondentes dados e premissas, bem com os cálculos desenvolvidos, a fim de confirmar a</p><p>acuracidade dos valores apurados.</p><p>Consideramos que as premissas e julgamentos adotados pela Diretoria são razoáveis e as divulgações em notas explicativas</p><p>consistentes com as informações obtidas.</p><p>Porque é um PAA</p><p>Provisão para grandes reparos da controlada Rio Paraná (Nota 23)</p><p>Com base em estimativas do departamento de engenharia da controlada Rio Paraná, a Diretoria provisiona o0 valor que espera</p><p>despender com reparos de grandes itens da estrutura da Rio Paraná, necessários para a operação das unidades geradoras, dentro</p><p>dais condições previstas no Edital do Leilão. Em 31 de dezembro de 2023, o saldo dessa provisão demonstrada no passivo circulante</p><p>e não circulante totalizou R$ 1.884.091 mil.</p><p>A determinação da provisão depende de estimativas de gastos a serem incorridos em longo prazo, com cronograma que pode sofrer</p><p>alterações.</p><p>Adicionalmente. a confirmação dessas estimativas de valores é realizada apenas após os geradores serem desmontados. Portanto,</p><p>os valores podem variar de forma relevante.</p><p>Em decorrência do descrito acima, bem como pela relevância dos valores envolvidos, consideramos essa área como um dos</p><p>principais assuntos de auditoria.</p><p>Como o assunto foi conduzido em nossa auditoria</p><p>Nossas respostas de auditoria envolveram, entre outros procedimentos, o entendimento dos critérios e premissas utilizados para a</p><p>mensuração dos saldos provisionados e conferência matemática dos cálculos efetuados.</p><p>Discutimos com o departamento de engenharia e com a Diretoria, conforme apropriado, sobre o andamento do projeto, os motivos</p><p>que determinaram revisões nos gastos a incorrer e no cronograma da obra.</p><p>Adicionalmente, em base amostral, testamos os gastos incorridos pela Rio Paraná necessários para a operação das unidades</p><p>geradoras, bem como analisamos a razoabilidade das premissas determinadas pela Diretoria para constituir a provisão.</p><p>Consideramos que os critérios e premissas adotados pela Diretoria são razoáveis para a determinação da provisão para grandes</p><p>reparos, e que as divulgações efetuadas são consistentes com as informações obtidas dos engenheiros e da Diretoria.</p><p>Outros assuntos</p><p>Demonstrações do Valor Adicionado</p><p>As Demonstrações do Valor Adicionado (DVA), individuais e consolidadas, referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2023,</p><p>elaboradas sob a responsabilidade da Diretoria da Companhia e apresentadas como informação suplementar para fins de normas</p><p>contábeis IFRS, foram submetidas a procedimentos de auditoria executados em conjunto com a auditoria das demonstrações</p><p>financeiras da Companhia. Para a formação de nossa opinião, avaliamos se essas demonstrações estão conciliadas com as</p><p>demonstrações financeiras e registros contábeis, conforme aplicável, e se a sua forma e conteúdo estão de acordo com os critérios</p><p>definidos no Pronunciamento Técnico CPC 09 - “Demonstração do Valor Adicionado”. Em nossa opinião, essas demonstrações do</p><p>valor adicionado foram adequadamente elaboradas, em todos os aspectos relevantes, segundo os critérios definidos nesse</p><p>Pronunciamento Técnico e são consistentes em relação às demonstrações financeiras individuais e consolidadas tomadas em</p><p>conjunto.</p><p>Outras informações que acompanham as demonstrações financeiras individuais e consolidadas e o relatório do auditor</p><p>A Diretoria da Companhia é responsável por essas outras informações que compreendem o Relatório da Administração.</p><p>Nossa opinião sobre as demonstrações financeiras individuais e consolidadas não abrange o Relatório da Administração e não</p><p>expressamos qualquer forma de conclusão de auditoria sobre esse relatório.</p><p>Em conexão com a auditoria das demonstrações financeiras individuais e consolidadas, nossa responsabilidade é a de ler o Relatório</p><p>da Administração e, ao fazê-lo, considerar se esse relatório está, de forma relevante, inconsistente com as demonstrações financeiras</p><p>ou com nosso conhecimento obtido na auditoria ou, de outra forma, aparenta estar distorcido de forma relevante. Se, com base no</p><p>trabalho realizado, concluirmos que há distorção relevante no Relatório da Administração, somos requeridos a comunicar esse fato.</p><p>Não temos nada a relatar a este respeito.</p><p>Responsabilidades da Diretoria e da governança pelas demonstrações financeiras individuais e consolidadas</p><p>A Diretoria da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações financeiras individuais e</p><p>consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS),</p><p>emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB) (atualmente denominadas pela Fundação IFRS como “normas</p><p>contábeis IFRS”), e pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações</p><p>financeiras livres de distorção relevante, independentemente</p><p>se causada por fraude ou erro.</p><p>Na elaboração das demonstrações financeiras individuais e consolidadas, a Diretoria é responsável pela avaliação da capacidade de</p><p>a Companhia e suas controladas, em seu conjunto, continuar operando, divulgando, quando aplicável, os assuntos relacionados com</p><p>a sua continuidade operacional e o uso dessa base contábil na elaboração das demonstrações financeiras, a não ser que a Diretoria</p><p>pretenda liquidar a Companhia e suas controladas, em seu conjunto, ou cessar suas operações, ou não tenha nenhuma alternativa</p><p>realista para evitar o encerramento das operações.</p><p>Os responsáveis pela governança da Companhia são aqueles com responsabilidade pela supervisão do processo de elaboração das</p><p>demonstrações financeiras.</p><p>Responsabilidades do auditor pela auditoria das demonstrações financeiras individuais e consolidadas</p><p>Nossos objetivos são obter segurança razoável de que as demonstrações financeiras individuais e consolidadas, tomadas em</p><p>conjunto, estão livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro, e emitir relatório de auditoria</p><p>contendo nossa opinião. Segurança razoável é um alto nível de segurança, mas não uma garantia de que a auditoria realizada de</p><p>acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria sempre detectam as eventuais distorções relevantes existentes. As</p><p>distorções podem ser decorrentes de fraude ou erro e são consideradas relevantes quando, individualmente ou em conjunto, possam</p><p>influenciar, dentro de uma perspectiva razoável, as decisões econômicas dos usuários tomadas com base nas referidas</p><p>demonstrações financeiras.</p><p>Como parte de uma auditoria realizada de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria, exercemos julgamento</p><p>profissional e mantemos ceticismo profissional ao longo da auditoria. Além disso:</p><p>• Identificamos e avaliamos os riscos de distorção relevante nas demonstrações financeiras individuais e consolidadas,</p><p>independentemente se causada por fraude ou erro, planejamos e executamos procedimentos de auditoria em resposta a tais riscos,</p><p>bem como obtemos evidência de auditoria apropriada e suficiente para fundamentar nossa opinião. O risco de não detecção de</p><p>distorção relevante resultante de fraude é maior do que o proveniente de erro, já que a fraude pode envolver o ato de burlar os</p><p>controles internos, conluio, falsificação, omissão ou representações falsas intencionais.</p><p>• Obtemos entendimento dos controles internos relevantes para a auditoria para planejarmos procedimentos de auditoria apropriados</p><p>às circunstâncias, mas não com o objetivo de expressarmos opinião sobre a eficácia dos controles internos da Companhia e suas</p><p>controladas.</p><p>• Avaliamos a adequação das políticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis e respectivas divulgações</p><p>feitas pela Diretoria.</p><p>• Concluímos sobre a adequação do uso, pela Diretoria, da base contábil de continuidade operacional e, com base nas evidências</p><p>de auditoria obtidas, se existe incerteza relevante em relação a eventos ou condições que possam levantar dúvida significativa em</p><p>relação à capacidade de continuidade operacional da Companhia e suas controladas, em seu conjunto. Se concluirmos que existe</p><p>incerteza relevante, devemos chamar atenção em nosso relatório de auditoria para as respectivas divulgações nas demonstrações</p><p>financeiras individuais e consolidadas ou incluir modificação em nossa opinião, se as divulgações forem inadequadas. Nossas</p><p>conclusões estão fundamentadas nas evidências de auditoria obtidas até a data de nosso relatório. Todavia, eventos ou condições</p><p>futuras podem levar a Companhia e suas controladas, em seu conjunto, a não mais se manter em continuidade operacional.</p><p>• Avaliamos a apresentação geral, a estrutura e o conteúdo das demonstrações financeiras individuais e consolidadas, inclusive as</p><p>divulgações e se essas demonstrações financeiras representam as correspondentes transações e os eventos de maneira compatível</p><p>com o objetivo de apresentação adequada.</p><p>• Obtemos evidência de auditoria apropriada e suficiente referente às informações financeiras das entidades ou atividades de</p><p>negócio do grupo para expressar uma opinião sobre as demonstrações financeiras individuais e consolidadas. Somos responsáveis</p><p>pela direção, supervisão e desempenho da auditoria do grupo e, consequentemente, pela opinião de auditoria.</p><p>Comunicamo-nos com os responsáveis pela governança a respeito, entre outros aspectos, do alcance e da época dos trabalhos de</p><p>auditoria planejados e das constatações significativas de auditoria, inclusive as deficiências significativas nos controles internos que,</p><p>eventualmente, tenham sido identificadas durante nossos trabalhos.</p><p>Fornecemos também aos responsáveis pela governança declaração de que cumprimos com as exigências éticas relevantes,</p><p>incluindo os requisitos aplicáveis de independência, e comunicamos todos os eventuais relacionamentos ou assuntos que poderiam</p><p>afetar, consideravelmente, nossa independência, incluindo, quando aplicável, as ações tomadas para eliminar ameaças à nossa</p><p>independência ou salvaguardas aplicadas.</p><p>Dos assuntos que foram objeto de comunicação com os responsáveis pela governança, determinamos aqueles que foram</p><p>considerados como mais significativos na auditoria das demonstrações financeiras do exercício corrente e que, dessa maneira,</p><p>constituem os Principais Assuntos de Auditoria. Descrevemos esses assuntos em nosso relatório de auditoria, a menos que lei ou</p><p>regulamento tenha proibido divulgação pública do assunto, ou quando, em circunstâncias extremamente raras, determinarmos que</p><p>o assunto não deve ser comunicado em nosso relatório porque as consequências adversas de tal comunicação podem, dentro de</p><p>uma perspectiva razoável, superar os benefícios da comunicação para o interesse público.</p><p>São Paulo, 23 de fevereiro de 2024</p><p>PricewaterhouseCoopers</p><p>Auditores Independentes Ltda. Adriano Formosinho Correia</p><p>CRC 2SP000160/O-5 Contador - CRC 1BA029904/O-5</p><p>Assuntos</p><p>Por que é</p><p>um PAA?</p><p>Como o</p><p>assunto foi</p><p>conduzido</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>DECLARAÇÃO DA DIRETORIA</p><p>Em atendimento ao disposto nos incisos V e VI do artigo 27 da Resolução CVM n° 80, de 29 de março de 2022, os membros da Diretoria da CHINA THREE GORGES BRASIL ENERGIA S.A. (“Companhia”), sociedade por ações, inscrita no CNPJ sob o n°</p><p>19.014.221/0001-47, com sede na Rua Funchal, n° 418, 3º andar, sala 1, Vila Olímpia, na cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, declaram que: (i) reviram, discutiram e concordam com a emissão das demonstrações financeiras anuais da Companhia relativas ao</p><p>exercício encerrado em 31 de dezembro de 2023; e (ii) reviram, discutiram e concordam com as opiniões expressas no parecer da Pricewaterhousecoopers Auditores Independentes, auditores independentes da Companhia, relativamente às demonstrações financeiras</p><p>anuais da Companhia relativas ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2023.</p><p>São Paulo, 22 de fevereiro de 2024</p><p>Silvio Alexandre Scucuglia da Silva - Diretor Evandro Leite Vasconcelos - Diretor</p><p>DIRETORIA</p><p>Zhang Liyi - Diretor-Presidente</p><p>Silvio Alexandre Scucuglia da Silva - Diretor Evandro Leite Vasconcelos - Diretor Yang Yan - Diretor</p><p>CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO</p><p>Gao Peng - Presidente do Conselho</p><p>Maria Carolina Ferreira Lacerda - Membro do Conselho</p><p>Raul Calfat - Membro do Conselho</p><p>Wang Shenliang - Membro do Conselho</p><p>Wei Junjie - Membro do Conselho</p><p>Zhang Liyi - Membro do Conselho</p><p>Rodrigo Teixeira Egreja - Diretor de Controladoria Antonio dos Santos Entraut Junior - Contador - CRC PR-068461/O-1</p><p>36. TRANSAÇÕES NÃO CAIXA</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022</p><p>Dividendos propostos/intermediários 33.725 1.167.123</p><p>Juros sobre o capital próprio a pagar 667.977 545.821</p><p>Dividendos a receber – 9.158</p><p>Juros sobre o capital próprio a receber 34.643 32.100</p><p>Realização do ajuste de avaliação patrimonial 56.332 61.803</p><p>Imposto diferido sobre a realização do ajuste de avaliação patrimonial (19.154) (21.013)</p><p>Projeção a partir da revisão das premissas econômicas</p><p>SC Canoas 191,9 84,9 14/12/2010 11/01/2051</p><p>Rio Verde Energia S A. N° 90/2002 Salto UHE GO Verde 116,0 63,2 11/12/2002 06/04/2046</p><p>Rio Paraná Energia S.A. N° 01/2016 Jupiá UHE SP/MS Paraná 1.551,2 844,9 05/01/2016 17/04/2047</p><p>Rio Paraná Energia S.A. N° 01/2016 Ilha Solteira UHE SP/MS Paraná 3.444,0 1.645,0 05/01/2016 18/04/2047</p><p>7.600,9 3.707,8</p><p>DESEMPENHO OPERACIONAL</p><p>Em termos de resultados operacionais, a Companhia apresentou um crescimento</p><p>relevante de produção em relação ao ano anterior e continuou a operar acima do limite</p><p>regulatório de disponibilidade, favorecida pela significativa melhora do cenário</p><p>hidrológico. As usinas do portfólio alcançaram, em 2023, um total de 30.570 GWh de</p><p>geração bruta de energia elétrica, desempenho 29,32% acima do ano anterior. Em</p><p>contrapartida, o setor passou a conviver com a queda de preço de energia, que se</p><p>acentuou em 2023 em razão do desequilíbrio entre oferta e demanda do insumo para</p><p>os próximos anos. A disponibilidade do parque gerador encerrou o ano em 95,84%,</p><p>índice 1,85 ponto percentual acima do limite definido pelo órgão regulador.</p><p>Como parte do compromisso de melhoria contínua de processos, o setor de Operações</p><p>obteve a recertificação da norma ISO 55001 (Gestão de Ativos e Sistema de Gestão),</p><p>englobando as 14 usinas hidrelétricas e as duas pequenas usinas hidrelétricas. Entre as</p><p>atividades auditadas pela certificadora está o Plano de Ação de Emergência (PAE), que</p><p>recebe investimentos desde 2017.</p><p>Para garantir a segurança das comunidades no entorno de suas operações, a proteção</p><p>ao meio ambiente e o uso múltiplo dos reservatórios, a CTG Brasil tem como uma de</p><p>suas prioridades a gestão responsável e diligente de seus reservatórios e barragens.</p><p>Todas as barragens administradas pela Companhia são seguras, consideradas de</p><p>baixo risco e operam dentro do que rege a Lei de Segurança de Barragens.</p><p>Em 2023, empresa avançou e está concluindo a implantação do Plano de Ação de</p><p>Emergência (PAE). Todas as rotas de evacuação nas Zonas de Autossalvamento (ZAS)</p><p>já foram implementadas e estão ocorrendo os últimos testes das sirenes do sistema de</p><p>alerta sonoro, por meio de 36 torres. O próximo passo será a realização dos exercícios</p><p>simulados em conjunto com os órgãos de Defesa Civil e com a participação das</p><p>comunidades localizadas na ZAS.</p><p>Diversas iniciativas foram efetivadas para modernizar e melhorar o sistema de</p><p>monitoramento de barragens. Implementado nas usinas Ilha Solteira, Jupiá e Salto, o</p><p>processo de automação possibilita a coleta de dados em tempo real para os</p><p>instrumentos, processo fundamental na identificação de eventuais anomalias nas</p><p>estruturas.</p><p>Períodos de estiagem prolongada ou de fortes chuvas alteram os padrões normais de</p><p>operação. Para assegurar a boa gestão dessas situações, a CTG Brasil conta com o</p><p>Sistema de Operação em Situação de Emergência (SOSEm), um plano de ação que</p><p>prevê medidas operacionais e critérios para emissão de boletins de alerta e avisos às</p><p>prefeituras e Defesas Civis. Durante o período de cheias, as comunidades são</p><p>continuamente informadas das vazões que estão sendo liberadas nas usinas por meio</p><p>do Boletim Informativo de Vazões (BIV). A companhia também disponibiliza o canal de</p><p>atendimento Telecheias (0800 770 2428) 24 horas por dia, sete dias da semana.</p><p>ENTRADA EM RENOVÁVEIS</p><p>Os projetos greenfield em energia renovável tiveram avanços em 2023 de acordo com</p><p>o cronograma traçado. Juntos, os empreendimentos representam o maior investimento</p><p>da CTG em projetos fora da China e as obras encontram-se em andamento, conduzidas</p><p>em paralelo.</p><p>As premissas da Companhia para a entrada em renováveis representam um diferencial</p><p>competitivo em relação ao mercado e vem se confirmando.</p><p>• Compra de equipamentos a preços abaixo do benchmark;</p><p>• Possibilidade de financiamento em moeda estrangeira protegido de variação cambial</p><p>e custo inferior ao CDI;</p><p>• Compra de equipamentos beneficiada pelo fato de fazer parte de um grupo global.</p><p>Complexo Solar Fotovoltaico Arinos, no Noroeste de Minas Gerais - Conclusão da</p><p>supressão vegetal, iniciadas as movimentações de solo e obras civis, entrega de</p><p>equipamentos, comissionamento da subestação e linha de transmissão de energia e</p><p>execução de agenda e investimentos socioambientais com comunidades locais. Com</p><p>investimento total estimado de R$ 2,1 bilhões, com capacidade instalada prevista de</p><p>340 MW, o início da operação comercial está previsto para o final do primeiro semestre</p><p>de 2024.</p><p>Complexo Eólico Serra da Palmeira, no Seridó Paraibano - Realização de audiências</p><p>públicas e obtenção de licenças ambientais e alvarás, obtenção de aproximadamente</p><p>400 direitos de uso de terra compreendidos entre linha de transmissão e parque eólico,</p><p>implantação de escritório local e adensamento de equipe técnica própria, mobilização</p><p>de contratos com empreiteiras, inauguração de canteiro de obras e execução de</p><p>agenda e investimentos socioambientais com comunidades locais nos cinco municípios</p><p>diretamente atingidos pelas obras do parque, contemplando também as comunidades</p><p>dos demais municípios do entorno impactados pela linha de transmissão. Investimento</p><p>total: R$ 4,3 bilhões. Capacidade: 648 MW. Início da operação comercial previsto para</p><p>2025.</p><p>Em relação ao terceiro projeto em desenvolvimento no segmento de energia renovável,</p><p>o complexo eólico Dom Inocêncio, no Piauí, a CTG Brasil optou por vender sua</p><p>participação. A decisão de exercer a opção de venda ocorreu em razão de restrições</p><p>regulatórias que impossibilitarão o escoamento da totalidade da energia autorizada</p><p>para o complexo. A escolha se fundamenta no propósito de otimizar a gestão de</p><p>recursos e operação da Companhia.</p><p>MODERNIZAÇÃO DAS UHEs</p><p>Teve continuidade em 2023 a modernização das UHEs operadas pela Rio Paraná</p><p>Energia dentro dos parâmetros planejados, com a conclusão prevista para 2038.</p><p>A segunda fase de execução do projeto nas UHEs Jupiá e Ilha Solteira está em</p><p>andamento com seis unidades já modernizadas e duas unidades em processo de</p><p>modernização, com previsão de conclusão no primeiro semestre de 2024.</p><p>As melhorias operacionais obtidas até o estágio atual do projeto foram reconhecidas</p><p>pelos órgãos reguladores com a ampliação do limite de disponibilidade. Desde o início</p><p>do projeto, em 2017, dez máquinas foram reformadas nas duas usinas, construídas na</p><p>década de 1970. As ações de renovação do segundo lote contemplaram a instalação,</p><p>substituição e montagem de seis unidades geradoras (turbinas, geradores e sistemas</p><p>auxiliares), além da etapa de testes.</p><p>No total, a modernização exigirá um investimento de R$ 3 bilhões até a conclusão em</p><p>2038. Na implementação do terceiro momento do projeto, está planejada a renovação</p><p>de mais seis unidades geradoras. O processo de licitação e contratação dos</p><p>fornecedores teve início em 2023, com previsão de contratação ainda no primeiro</p><p>semestre de 2024.</p><p>O projeto colocará as UHEs em um novo patamar de performance de longo prazo,</p><p>sobressaindo-se quanto a disponibilidade, confiança, alto nível de automação, redução</p><p>de custos de manutenção e reforço das condições de segurança de pessoal e</p><p>equipamentos, entre outros avanços. As medidas preparam as UHEs para atuar por</p><p>mais 50 anos em um alto nível de eficiência e produtividade.</p><p>GERAÇÃO DE ENERGIA (GWh)</p><p>Usinas</p><p>Triênio Variação</p><p>percentual</p><p>2021 2022 2023 (2022 x 2023)</p><p>Rio Paraná 14.930,00 15.637,00 18.025,00 15,3%</p><p>Rio Paranapanema 5.382,51 6.770,00 11.100,00 63,9%</p><p>Rio Canoas 535,17 872,90 983,50 12,7%</p><p>Rio Verde 470,22 358,30 462,30 29,0%</p><p>Total 21.317,90 23.638,20 30.570,80 29,3%</p><p>ÍNDICE DE DISPONIBILIDADE* (percentual)</p><p>Usinas</p><p>Triênio Limite</p><p>regulatório2021 2022 2023</p><p>Rio Paraná (média) 94,05% 94,99% 94,72% 93,62%</p><p>Rio Paranapanema (média) 97,66% 97,68% 98,05% 94,74%</p><p>Rio Canoas 98,04% 98,05% 97,88% 94,76%</p><p>Rio Verde 97,07% 97,94% 97,78% 94,58%</p><p>Consolidado (média) 94,94% 95,92% 95,84% 93,99%</p><p>* O Índice de Disponibilidade é calculado através da TEIP e da TEIF a (taxas</p><p>equivalentes de indisponibilidade programada</p><p>do plano de pensão 6.618 31.080</p><p>Imposto de renda e contribuição social sobre projeção a partir da revisão das premissas econômicas</p><p>do plano de pensão (2.250) (10.567)</p><p>Resultado atuarial com plano de pensão de benefício definido 628 4.880</p><p>Imposto de renda e contribuição social diferido sobre resultado atuarial (214) (1.659)</p><p>37. COMPROMISSOS</p><p>37.1. Contratos de compra e venda de energia elétrica</p><p>Contratos Compromissos até</p><p>ACR - Regime de cotas 2047</p><p>ACR - Contratos ambiente regulado 2044</p><p>ACL - Contratos bilaterais 2038</p><p>38. EVENTO SUBSEQUENTE</p><p>38.1. Transação entre partes relacionadas</p><p>Conforme aprovado pelo Conselho de Administração da Companhia em 24 de janeiro de 2024 e publicado como fato relevante em</p><p>29 de janeiro de 2024, foi celebrado Contrato de Empréstimo (Facility Agreement) entre a Companhia e sua acionista controladora</p><p>China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.À.R.L.</p><p>O contrato tem por objeto o empréstimo no valor de RMB 1.000.000.000 (um bilhão de Yuan Chinês), correspondente a R$ 686,5</p><p>milhões (na data de 31 de janeiro de 2024), sobre o qual incidirão juros equivalentes a 2,95% ao ano, com prazo de 354 dias, não</p><p>havendo quaisquer garantias.</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 20</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>Demonstrações</p><p>Financeiras 2023</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Energia S.A.</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 21</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 02.998.301/0001-81 | Companhia Aberta</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>RELATÓRIO ANUAL DA ADMINISTRAÇÃO</p><p>Senhores acionistas e debenturistas,</p><p>A Administração da Rio Paranapanema Energia S.A. (“Companhia” ou “Rio</p><p>Paranapanema”) subsidiária indireta da China Three Gorges Brasil Energia S.A. (“CTG</p><p>Brasil”) submete à apreciação dos senhores o relatório das principais atividades no</p><p>exercício de 2023, em conjunto com as Demonstrações Financeiras elaboradas de</p><p>acordo com a legislação societária brasileira.</p><p>As Demonstrações Financeiras foram submetidas à auditoria independente, prestada</p><p>pela Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes Ltda., atendendo à Resolução</p><p>CVM nº 162/22. Também em atendimento à Resolução CVM nº 162/22, informamos</p><p>que a empresa contratada para auditoria das Demonstrações Financeiras, assim como</p><p>pessoas a ela ligadas, não prestaram quaisquer outros serviços que não sejam os de</p><p>auditoria externa.</p><p>O desempenho econômico, social e ambiental da Rio Paranapanema é divulgado de</p><p>forma consolidada no Relatório de Sustentabilidade da CTG Brasil, documento</p><p>elaborado de acordo com as Normas GRI e que abrange indicadores socioambientais</p><p>estabelecidos pela Aneel.</p><p>MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO</p><p>O ano de 2023 consolidou-se como um ano positivo para a companhia, resultante de</p><p>nossa disciplina na gestão financeira e na condução do negócio, bem como pela</p><p>recuperação e normalização do cenário hidrológico brasileiro.</p><p>A estratégia de comercialização de energia e a eficiência no controle de custos e</p><p>despesas contribuíram para que o lucro líquido da companhia apresentasse crescimento</p><p>de 40,5% em relação ao ano anterior, totalizando R$ 341,6 milhões.</p><p>A eficiência da área de gestão foi, mais sua vez, certificada pelas normas ISO. Ainda,</p><p>buscando a simplificação da estrutura e a redução de custos, executamos, em 2023, a</p><p>incorporação da antiga controlada direta, Rio Sapucaí Mirim Energia Ltda., pela companhia.</p><p>Além disso, nossas operações foram beneficiadas por um regime de chuvas acima da</p><p>média. A consequente adoção de políticas de maximização da geração hidráulica pelo</p><p>Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) possibilitou um melhor aproveitamento</p><p>dos recursos. Nossas usinas totalizaram 11.100 GWh de geração hidrelétrica, uma</p><p>expansão de 63,94% em relação ao desempenho de 2022, com uma disponibilidade de</p><p>98,05%, índice superior ao de referência do órgão regulatório. Nesse quesito, tiveram</p><p>especial contribuição as usinas de Jurumirim e Chavantes, que apresentaram 116,3%</p><p>e 126,9% de aumento em geração, respectivamente.</p><p>Do ponto de vista regulatório, permanecemos como interlocutores ativos na discussão</p><p>que envolve todo o setor, sobre uma evolução nas regras de renovação das concessões</p><p>das usinas hidrelétricas. Mesmo tendo prazos confortáveis, trata-se de um tema de</p><p>interesse direto da Rio Paranapanema, considerando as expectativas de investimento a</p><p>longo prazo.</p><p>Finalizo essa mensagem enfatizando que os resultados e conquistas desse ano se</p><p>tornaram possíveis graças à dedicação de todos que contribuem para o Rio</p><p>Paranapanema. Queremos agradecer nossos acionistas, colaboradores, clientes e</p><p>parceiros de negócios por mais um ano de avanços no nosso propósito de gerar energia</p><p>limpa e renovável em larga escala.</p><p>Silvio Alexandre Scucuglia da Silva</p><p>Diretor-Presidente da Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>PERFIL DA COMPANHIA</p><p>Subsidiária indireta da CTG Brasil, a Rio Paranapanema Energia S.A. controla e opera</p><p>oito UHEs ao longo do rio Paranapanema, entre os estados de São Paulo e Paraná, e</p><p>duas pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), localizadas no Rio Sapucaí, nas cidades</p><p>de Guará e São Joaquim da Barra, no estado de São Paulo. Esses dez ativos somam</p><p>2.265,3 MW de capacidade total instalada.</p><p>A Companhia possui ações listadas na B3 e foi constituída conforme a Lei de</p><p>Sociedades Anônimas. Sua estrutura de governança é independente e suas atividades</p><p>de suporte são realizadas pelo Grupo, em conformidade com o Contrato de</p><p>Compartilhamento de Recursos Humanos aprovado pela Agência Nacional de Energia</p><p>Elétrica (Aneel).</p><p>As usinas são operadas com base em dois contratos de concessão. O Contrato de</p><p>Concessão 76/99 abrange as hidrelétricas Jurumirim, Chavantes, Salto Grande,</p><p>Capivara, Taquaruçu e Rosana, pelo período de 30 anos, mais a extensão nos termos da</p><p>Lei 14.052/2020, encerrando-se em 2032. O segundo contrato, número 183/98, regula a</p><p>concessão dos aproveitamentos hidrelétricos das usinas Canoas I e II, originalmente até</p><p>2033, mas atualizado para 2037, também em virtude da extensão nos termos da lei</p><p>14.052/2020, das quais a Rio Paranapanema tem direito a 49,7% da energia gerada, e</p><p>os outros 50,3% pertencem a Companhia Brasileira de Alumínio (CBA).</p><p>MAPA DE OPERAÇÕES DA RIO PARANAPANEMA</p><p>3</p><p>2</p><p>1</p><p>4</p><p>5</p><p>8</p><p>9</p><p>UHE ROSANA</p><p>UHE TAQUARUÇU</p><p>UHE CAPIVARA</p><p>UHE CANOAS I</p><p>UHE CANOAS II</p><p>7</p><p>6 UHE SALTO GRANDE</p><p>UHE CHAVANTES</p><p>UHE JURUMIRIM</p><p>PCH PALMEIRAS</p><p>PCH RETIRO</p><p>SÃO PAULO (SP) -</p><p>SEDE CORPORATIVA</p><p>SERVIÇOS COMPARTILHADOS</p><p>CURITIBA (PR) - CENTRO DE</p><p>6</p><p>7</p><p>8</p><p>10</p><p>31 2</p><p>5</p><p>4</p><p>9</p><p>10</p><p>DIRETRIZES DE ATUAÇÃO</p><p>Por meio do Programa Corporativo de Compliance, a Rio Paranapanema assegura o</p><p>respeito à ética e a integridade que norteiam seus valores e decisões e constituem a</p><p>base de suas atividades e relacionamentos. Atualizados regularmente em treinamentos</p><p>sobre os padrões Código de Ética e Conduta, todos os colaboradores assumem</p><p>responsabilidades por um ambiente fundamentado na ética profissional e observâncias</p><p>às políticas internas e leis aplicáveis aos negócios.</p><p>Os treinamentos também preveem a conformidade de 100% dos colaboradores às</p><p>normas adotadas pela Companhia em relação à Lei Geral de Proteção de Dados</p><p>(13.709/2013) e à proteção dos dados pessoais.</p><p>O compromisso com a ética e a integridade foi reafirmado em 2023 pela atribuição da</p><p>ISO 37301 e 37001 ao Programa Corporativo de Compliance, conferindo maior</p><p>robustez ao sistema de gestão de riscos que orienta a Rio Paranapanema.</p><p>GOVERNANÇA CORPORATIVA</p><p>Sociedade anônima de capital aberto e concessionária de uso de bem público na</p><p>condição de produtora independente, a Rio Paranapanema Energia S.A. tem 3,81% de</p><p>seu capital social negociado na B3, sob os códigos GEPA3 e GEPA4. Os 96,19%</p><p>restantes são detidos pela Rio Paranapanema Participações S.A., cujo capital</p><p>social é formado por 66,67% de participação da CTG Brasil</p><p>e 33,33% detidos pela</p><p>Huikai Clean Energy.</p><p>Tendo em vista uma maior eficiência, visando simplificar a estrutura societária da</p><p>Companhia, agilizando processos administrativos e operacionais e reduzindo custos, foi</p><p>executada em 2023 a incorporação da Rio Sapucaí-Mirim Energia pela Rio</p><p>Paranapanema, com pedido de transferência de outorga de operações das PCHs.</p><p>A operação não implicou alteração de participação ou equivalência acionária nem</p><p>aumento de capital em razão da Sapucaí-Mirim ser uma subsidiária integral.</p><p>A estrutura de governança da Rio Paranapanema é formada por um Conselho de</p><p>Administração (CA), uma Diretoria Executiva e um Conselho Fiscal de caráter não</p><p>permanente, cuja instauração ocorre a pedido dos acionistas durante a Assembleia</p><p>Geral Ordinária, que acontece desde 2006 ininterruptamente.</p><p>Órgão máximo de governança, o CA é formado por até cinco membros, sendo um</p><p>deles eleito pelos colaboradores. Entre as suas funções está indicar os integrantes</p><p>da Diretoria Executiva para mandato de dois anos, sendo permitida a reeleição.</p><p>Em 2023, o conselheiro José Renato Domingues apresentou sua carta de renúncia ao</p><p>Conselho de Administração.</p><p>ESTRUTURA SOCIETÁRIA</p><p>Estrutura societária</p><p>96,19%</p><p>3,81%</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Participações</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Energia Minoritários</p><p>ESTRUTURA DE GOVERNANÇA CORPORATIVA (EM 31/12/2023)</p><p>Conselho de Administração</p><p>Nome Cargo</p><p>Zhang Liyi Presidente do Conselho</p><p>Evandro Leite Vasconcelos Membro efetivo</p><p>Monica Lulling Membro efetivo</p><p>Autair Carrer Membro suplente</p><p>Diretoria Estatutária</p><p>Nome Cargo</p><p>Silvio Alexandre Scucuglia da Silva Diretor-Presidente</p><p>Márcio José Peres Diretor</p><p>Rodrigo Teixeira Egreja Diretor</p><p>Vitor Hugo Lazzareschi Diretor</p><p>Conselho Fiscal</p><p>Nome Cargo</p><p>Jarbas Tadeu Barsanti Ribeiro Presidente</p><p>François Moreau Membro efetivo</p><p>Marcelo Curti Membro efetivo</p><p>Ary Waddington Membro suplente</p><p>Edgar Massao Rafaelli Membro suplente</p><p>Luis Antonio Esteves Noel Membro suplente</p><p>CONJUNTURA ECONÔMICA E SETORIAL</p><p>O ano de 2023 se mostrou desafiador para o mercado de dívidas, afetado por uma</p><p>sequência de eventos empresariais negativos. Esses fatos propiciaram um clima de</p><p>aversão a riscos o que acarretou ao encarecimento do crédito para todos os setores da</p><p>economia. Os spreads ficaram bastante elevados mesmo para os players com ratings</p><p>altos, como é o caso da Rio Paranapanema.</p><p>No cenário político nacional, o ano foi marcado pelo início de um novo governo e</p><p>avanços na reforma fiscal, com as implicações conjunturais trazidas por essas</p><p>circunstâncias.</p><p>Em relação ao contexto setorial, mesmo apresentando indicadores melhores que os</p><p>previstos e a aprovação de uma nova estrutura fiscal para o País, permanecem</p><p>incógnitas para os investimentos e preços de energia.</p><p>O Produto Interno Bruto (PIB) encerrou 2023 com um acumulado de 2,4%. De acordo</p><p>com o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), o Índice Nacional de Preços</p><p>ao Consumidor Amplo (IPCA), considerando a inflação oficial, registrou inflação</p><p>acumulada de 5% no ano. Outro índice de inflação importante para a Companhia que é</p><p>o IGP-M registrou um acumulado de -3,18% em 2023.</p><p>A queda da inflação impactou diretamente a taxa de juros praticada no ano, quando a</p><p>Selic (taxa básica de juros estabelecida pelo Conselho Monetário Nacional do Banco</p><p>Central fechou em dezembro em 11,8%, uma redução de 2% em relação a dezembro</p><p>de 2022.</p><p>Os resultados do ano, acima do previsto, ocasionaram mudanças nas previsões para</p><p>2024. O Boletim Focus divulgado em janeiro pelo Banco Central mantinha a projeção de</p><p>2,9% para o Produto Interno Bruto (PIB) do Brasil de 2023 e de 1,52% para 2024.</p><p>Indicadores macroeconômicos</p><p>Triênio</p><p>2021 2022 2023</p><p>IGP-M 17,78% 5,45% -3,18%</p><p>IPCA 10,06% 5,79% 4,62%</p><p>Taxa de Câmbio (USD) 5,580 5,220 4,890</p><p>Taxa Selic 9,25% 13,75% 11,75%</p><p>Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP) 5,32% 7,20% 6,55%</p><p>CONTEXTO REGULATÓRIO</p><p>A Rio Paranapanema permanece atenta - e contribuindo em discussões com seus</p><p>pares e associações setoriais - ao que se refere às demandas regulatórias que</p><p>impactam o futuro da indústria hidrelétrica no Brasil.</p><p>As usinas da Rio Paranapanema obtiveram em 2022 a extensão dos prazos de vigência</p><p>da outorga de concessão por homologação do ressarcimento dos efeitos do GSF</p><p>(Generation Scaling Factor). A decisão decorreu da compensação prevista na Lei</p><p>14.052 de 2020.</p><p>Em outubro de 2023, a Resolução Autorizativa 14.896/2023 alterou o término do prazo</p><p>de concessão da PCH Palmeiras. Foram acrescentados 2.555 dias em sua concessão,</p><p>com nova data de vigência, 05/02/2049.</p><p>As novas datas estão informadas no quadro a seguir:</p><p>NOVOS PRAZOS DE CONCESSÃO APÓS ACORDO GSF</p><p>Contrato de concessão Aneel/</p><p>Resolução autorizativa Aneel Usina Tipo UF Rio</p><p>Capacidade</p><p>instalada (MW)</p><p>Garantia física</p><p>(MW médio)</p><p>Início da concessão</p><p>ou autorização</p><p>Vencimento da concessão</p><p>ou autorização</p><p>Nº 76/1999 Jurumirim UHE SP Paranapanema 101,0 42,5 22/09/1999 17/04/2032</p><p>Nº 76/1999 Chavantes UHE SP/PR Paranapanema 414,0 168,9 22/09/1999 30/03/2032</p><p>Nº 76/1999 Salto Grande UHE SP/PR Paranapanema 73,8 49,7 22/09/1999 11/05/2032</p><p>Nº 76/1999 Capivara UHE SP/PR Paranapanema 643,0 328,6 22/09/1999 21/04/2032</p><p>Nº 76/1999 Taquaruçu UHE SP/PR Paranapanema 525,0 195,4 22/09/1999 19/04/2032</p><p>Nº 76/1999 Rosana UHE SP/PR Paranapanema 354,0 173,6 22/09/1999 15/04/2032</p><p>Nº 183/1998 Canoas I UHE SP/PR Paranapanema 82,5 51,5 30/07/1998 29/07/2037</p><p>Nº 183/1998 Canoas II UHE SP/PR Paranapanema 72,0 43,4 30/07/1998 26/07/2037</p><p>Nº 549/2002 Retiro PCH SP Sapucaí 16,0 8,1 10/10/2002 21/11/2034</p><p>Nº 706/2002 Palmeiras PCH SP Sapucaí 16,5 8,1 18/12/2002 05/02/2049</p><p>2.297,8 1.069,8</p><p>DESEMPENHO OPERACIONAL</p><p>A geração bruta de energia elétrica das usinas no portfólio da Rio Paranapanema</p><p>totalizou 11.100 GWh em 2023, o que representa um aumento de 63,94% em relação</p><p>ao desempenho do ano anterior. A disponibilidade do parque gerador, que foi de 98,05%</p><p>em 2023, manteve-se acima dos índices de referência do órgão regulatório.</p><p>Esse incremento se deve, principalmente, à melhora significativa do cenário hidrológico</p><p>observada, não só na bacia do Paranapanema, mas em praticamente todas as bacias</p><p>do Sistema Interligado Nacional em 2023. Houve chuvas acima da média durante todo</p><p>o período úmido, resultando na adoção de políticas de maximização da geração</p><p>hidráulica pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que visavam a redução</p><p>dos vertimentos e, consequentemente, um melhor aproveitamento dos recursos.</p><p>A área de gestão de ativos da Rio Paranapanema obteve a recertificação da ISO 55001,</p><p>um padrão internacional que especifica os requisitos para implementar e manter um</p><p>sistema integrado capaz de otimizar os resultados alcançados, garantindo maior</p><p>competitividade diante do mercado.</p><p>A energia gerada pela Rio Paranapanema é comercializada por uma área específica,</p><p>cujos processos foram recertificados pela ISO 9001 em 2023 e novamente se</p><p>mostraram eficazes. Em 2023, a Companhia vendeu 7.747,1 GWh de energia, sendo</p><p>100% direcionados ao Mercado Livre (ACL).</p><p>GERAÇÃO DE ENERGIA (GWH)</p><p>Usinas</p><p>Triênio</p><p>Variação</p><p>2021 2022 2023</p><p>UHE Canoas I 254,1 305,9 439,3 43,6%</p><p>UHE Canoas II 199,0 241,5 400.1 65,7%</p><p>UHE Capivara 1.740,5 2.283,6 3.482,8 52,5%</p><p>UHE Chavantes 498,9 721.7 1.637,7 126,9%</p><p>UHE Jurumirim 209,0 212,6 459,9 116,3%</p><p>UHE Rosana 1.159,2 1.337,9 1.966,7 47,0%</p><p>UHE Salto Grande 213,7 268.0 429,0 60,1%</p><p>UHE Taquaruçu 1.072,7 1.308.0 2.157,2 64,9%</p><p>PCH Palmeiras 15,1 44,1 55,4 25,7%</p><p>PCH Retiro 19,2 47,0 71,4 52,1%</p><p>Total 5.381,4 6.770,3 11.099,5 63,9%</p><p>ÍNDICE DE DISPONIBILIDADE1,2 (percentual)</p><p>Usinas</p><p>Triênio Limite</p><p>regulatório2021 2022 2023</p><p>UHE Canoas I 97,22% 97,61% 97,56% 94,58%</p><p>UHE Canoas II 97,40% 96,91% 96,92% 94,58%</p><p>UHE Capivara 98,30% 98,27% 98,53% 94,76%</p><p>UHE Chavantes 98,35% 98,30% 98,56% 94,76%</p><p>UHE Jurumirim 98,90% 98,25% 98,14% 94,58%</p><p>UHE Rosana 97,08% 97,10% 97,59% 94,76%</p><p>UHE Salto Grande 97,27% 96,33% 97,01% 94,58%</p><p>UHE Taquaruçu 96,63% 97,42% 97,72% 94,76%</p><p>Consolidado (média) 97,66% 97,76% 98,05%</p><p>94,74%</p><p>1. O índice de Disponibilidade é calculado através daTEIP e daTEIFa (taxas equivalentes</p><p>de indisponibildiade programada e forçada, respectivamnte, considerando 60 valores</p><p>mensais apurados, relativos aos meses imediatamente anteriores ao mês vigente). Sua</p><p>fórmula de cálculo é: ID = (1-TEIP)*(1-TEIFa). Os valores apresentados se referem ao</p><p>mês de dezembro de cada ano.</p><p>2. As PCHs não fazem parte do cálculo do Índice de Disponibilidade porque não são</p><p>operadas pelo ONS e não tem limite regulatório.</p><p>DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO</p><p>Nessa sessão do documento, são apresentados os principais eventos do exercício</p><p>base desta demonstração financeira, em milhares de reais, exceto quando indicado</p><p>de outra forma.</p><p>Conforme o fato relevante divulgado em 22 de agosto de 2023 em 01 de dezembro de</p><p>2023 foi aprovada em Assembleia Geral Extraordinária (AGE) a incorporação do acervo</p><p>líquido contábil da Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda. (Incorporada), avaliado na data</p><p>base de 31 de agosto de 2023, através do laudo de avaliação de acordo com as práticas</p><p>contábeis adotadas no Brasil.</p><p>Para efeito de comparação dos saldos entre Ativos e Passivos, serão utilizados os</p><p>números da Controladora para o exercício de 2023 e do Consolidado para 2022, e para</p><p>o comparativo dos saldos do Resultado serão utilizados os números Consolidados de</p><p>2023 e 2022.</p><p>PRINCIPAIS INDICADORES</p><p>2023 2022 Variação</p><p>Indicadores econômicos</p><p>Receita operacional bruta 1.569.197 1.580.776 -0,7%</p><p>(–) Deduções à receita operacional (177.329) (211.840) -16,3%</p><p>Receita operacional líquida 1.391.868 1.368.936 1,7%</p><p>(–) Custos e outros resultados operacionais (897.191) (889.011) 0,9%</p><p>Resultado antes das receitas</p><p>e despesas financeiras 494.677 479.925 3,1%</p><p>Ebitda 761.176 757.882 0,4%</p><p>Margem Ebitda - % 54,7% 55,4% -0,7 p.p.</p><p>Resultado financeiro (37.992) (154.323) -75,4%</p><p>Resultado antes do imposto de renda</p><p>e da contribuição social 456.685 325.602 40,3%</p><p>Lucro líquido do exercício 341.617 243.225 40,5%</p><p>Margem líquida - % 24,5% 17,8% 6,8 p.p.</p><p>Quantidade de ações 94.433 94.433 0,0%</p><p>Lucro líquido básico e diluído</p><p>por ação (Controladora) 3,61756 2,57564 40,5%</p><p>A receita operacional líquida do ano de 2023 foi de R$ 1.391,9 milhões, que representa</p><p>um crescimento de R$ 22,9 milhões ou +1,7% em relação ao ano anterior. Sobre essa</p><p>variação vale destacar as seguintes variações na receita bruta:</p><p>• Redução de R$ 75,3 milhões na receita bruta do ambiente de comercialização livre</p><p>(ACL), principalmente devido à redução nos preços praticados para novos contratos</p><p>bilaterais de suprimento de energia, em função das condições de mercado;</p><p>• Elevação de R$ 42,5 milhões na receita bruta dos mecanismos de realocação de</p><p>energia (MRE), uma vez que, dada às condições favoráveis do cenário hidrológico,</p><p>houve aumento na geração de energia das Usinas da Companhia;</p><p>• Aumento de R$ 21,2 milhões na receita bruta do Mercado de Curto Prazo (MCP),</p><p>principalmente em razão maior volume de energia liquidado, mesmo considerando a</p><p>redução nos preços de energia spot (PLD).</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 22</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 02.998.301/0001-81 | Companhia Aberta</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>RELATÓRIO ANUAL DA ADMINISTRAÇÃO</p><p>Receita operacional líquida</p><p>(R$ milhões)</p><p>2022</p><p>1.369</p><p>2023</p><p>1.3921,7%</p><p>CUSTOS E OUTROS RESULTADOS OPERACIONAIS</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022 Variação</p><p>Pessoal (89.918) (95.370) -5,7%</p><p>Material (7.862) (8.393) -6,3%</p><p>Serviços de terceiros (46.011) (43.243) 6,4%</p><p>Energia comprada (142.173) (180.214) -21,1%</p><p>Depreciação e amortização (266.499) (277.957) -4,1%</p><p>Encargos de uso da rede elétrica (194.051) (178.555) 8,7%</p><p>Compensação financeira pela utilização</p><p>dos recursos hídricos (CFURH) (66.871) (36.507) 83,2%</p><p>Taxa de fiscalização dos serviços</p><p>de energia elétrica (TFSEE) (8.415) (7.585) 10,9%</p><p>Seguros (9.989) (9.678) 3,2%</p><p>Aluguéis (340) (549) -38,1%</p><p>Provisões para riscos (55.158) (477) 11.463,5%</p><p>Compartilhamento de despesas (12.302) (13.300) -7,5%</p><p>Perdas estimadas pela não</p><p>recuperabilidade de ativos – (30.518) -100,0%</p><p>Outros 2.398 (6.665) 136,0%</p><p>(897.191) (889.011) 0,9%</p><p>Os custos e outros resultados operacionais apresentaram uma elevação de R$ 8,2</p><p>milhões, quando comparado com o exercício anterior. A respeito dessa variação,</p><p>vale destacar:</p><p>• Na rubrica de provisões para riscos, cabe um destaque para o evento não recorrente</p><p>relativo ao reconhecimento de R$ 48,6 milhões como provisão para provável futuro</p><p>desembolso a partir de andamento da ação regulatória que trata sobre o Despacho</p><p>Aneel nº 288/2002;</p><p>• Elevação de R$ 30,4 milhões na compensação financeira pela utilização de recursos</p><p>hídricos (CFURH), basicamente em razão da maior geração das Usinas da Companhia</p><p>na comparação entre os exercícios (10.797 GWh em 2023 vs 6.316 GWh em 2022);</p><p>• Redução de R$ 38 milhões ou 66,8% nos custos com compra de energia,</p><p>principalmente em virtude das boas condições do cenário hidrológico;</p><p>• Efeito positivo de R$ 30,5 milhões, uma vez que, em 2022, houve reconhecimento de</p><p>provisão pela reavaliação desfavorável da recuperabilidade de ativos na, então</p><p>Controlada, Rio Sapucaí-Mirim.</p><p>Custos e outros resultados</p><p>operacionais (R$ milhões)</p><p>2022</p><p>889</p><p>2023</p><p>897</p><p>0,9%</p><p>EBITDA E MARGEM EBITDA</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022 Variação</p><p>Lucro líquido do exercício 341.617 243.225 40,5%</p><p>Imposto de renda e contribuição social 115.068 82.377 39,7%</p><p>Resultado financeiro (líquido) 37.992 154.323 -75,4%</p><p>Depreciação e amortização 266.499 277.957 -4,1%</p><p>Ebitda 761.176 757.882 0,4%</p><p>Margem Ebitda 54,7% 55,4% -0,7 p.p.</p><p>O Ebitda é uma medição não contábil que toma como base as disposições da Instrução</p><p>CVM nº 156/2022. É calculado com o lucro líquido acrescido do resultado financeiro</p><p>líquido, imposto de renda e contribuição social, depreciação e amortização.</p><p>A Diretoria da Companhia acredita que o Ebitda fornece uma medida útil de seu</p><p>desempenho, tratando-se de um indicador que é amplamente utilizado por investidores</p><p>e analistas para avaliar o desempenho e comparar empresas. O Ebitda não deve ser</p><p>considerado como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez.</p><p>O Ebitda medido em 2023 totalizou R$ 761,2 milhões o que representa um aumento de</p><p>R$ 3,3 milhões ou +0,4% quando comparado ao Ebitda do ano de 2022. Essa variação</p><p>deu-se principalmente pelo aumento da receita líquida.</p><p>Ebitda</p><p>(R$ milhões)</p><p>2022</p><p>758</p><p>2023</p><p>761</p><p>55,4% 54,7%</p><p>Ebitda (R$ milhões) Margem Ebitda (%)</p><p>RESULTADO FINANCEIRO</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022 Variação</p><p>Receitas</p><p>Rendimento de aplicações financeiras 42.000 35.893 17,0%</p><p>Variações monetárias 51.087 11.969 326,8%</p><p>Outros (2.124) (2.009) 5,7%</p><p>90.963 45.853 98,4%</p><p>Despesas</p><p>Juros (90.853) (110.409) -17,7%</p><p>Variações monetárias (34.700) (81.209) -57,3%</p><p>Outros (3.402) (8.558) -60,2%</p><p>(128.955) (200.176) -35,6%</p><p>Resultado financeiro líquido (37.992) (154.323) -75,4%</p><p>O resultado financeiro líquido apresentado em 2023 foi negativo em R$ 38 milhões,</p><p>representando uma melhora de R$ 116,3 milhões em relação ao ano de 2022. Acerca</p><p>dessa variação, vale destacar:</p><p>• Redução de R$ 68,9 milhões na atualização monetária referente à liminar mantida</p><p>pela Companhia que discute a redução de garantia física. Essa queda deu-se</p><p>basicamente em razão da deflação medida no IGP-M em 2023;</p><p>Redução de R$ 38,2 milhões nos juros e variações monetárias incidentes sobre as</p><p>debêntures da Companhia em razão das amortizações efetuadas e também pela</p><p>redução do IPCA e CDI na comparação entre os períodos.</p><p>ENDIVIDAMENTO</p><p>Controladora Consolidado</p><p>Variação2023 2022</p><p>Debêntures 755.938 979.230 -22,8%</p><p>Curto prazo 327.294 271.877 20,4%</p><p>Longo prazo 428.644 707.353 -39,4%</p><p>(–) Caixa e equivalentes de caixa (428.060) (220.928) 93,8%</p><p>(–) Aplicações financeiras vinculadas (1.764) (1.401) 25,9%</p><p>Dívida líquida 326.114 756.901 -56,9%</p><p>A dívida</p><p>líquida é composta pelo endividamento deduzindo-se os recursos de caixa e</p><p>equivalentes de caixa e de aplicações financeiras vinculadas.</p><p>Ao final de 2023, a dívida líquida apresentou redução de 56,9% ou R$ 431 milhões na</p><p>comparação com a posição final de 2022, principalmente em razão das amortizações</p><p>das dívidas realizadas ao longo do exercício, bem como, em função de um maior saldo</p><p>de caixa no final dos exercícios.</p><p>Dívidas Remuneração</p><p>Venci-</p><p>mento</p><p>Controladora Consolidado</p><p>Variação</p><p>2023 2022</p><p>Debêntures</p><p>4ª emissão série 2</p><p>IPCA + 6,07%</p><p>ao ano 16/07/2023 – 146.971 -100,0%</p><p>Debêntures</p><p>8ª emissão série 1</p><p>106,75% do</p><p>DI ao ano 15/03/2023 – 84.876 -100,0%</p><p>Debêntures</p><p>8ª emissão série 2</p><p>IPCA + 5,50%</p><p>ao ano 15/03/2025 227.239 216.975 4,7%</p><p>Debêntures</p><p>9ª emissão série 1</p><p>DI + 1,40%</p><p>ao ano 26/01/2024 190.441 191.056 -0,3%</p><p>Debêntures</p><p>9ª emissão série 2</p><p>DI + 1,65%</p><p>ao ano 26/01/2026 338.258 339.352 -0,3%</p><p>755.938 979.230 -22,8%</p><p>LUCRO LÍQUIDO</p><p>Em um ano desafiador, onde o cenário hidrológico positivo mantém os preços de</p><p>energia em patamares baixos, a Paranapanema apresentou um ótimo desempenho de</p><p>resultado com destaque para a melhoria no resultado financeiro.</p><p>O lucro líquido foi R$ 341,6 milhões, que representa um crescimento relevante de</p><p>R$ 98,4 milhões ou +40,5% em relação ao desempenho obtido no ano de 2022.</p><p>Lucro líquido</p><p>(R$ milhões)</p><p>2022</p><p>243</p><p>2023</p><p>342</p><p>40,5%</p><p>Ativo Nota</p><p>Controladora Consolidado (*)</p><p>2023 2022 2022</p><p>Circulante</p><p>Caixa e equivalentes de caixa 5.1 428.060 189.709 220.928</p><p>Clientes 6 190.437 172.958 175.554</p><p>Tributos a recuperar 7 347 6 6</p><p>Partes relacionadas 16.3 993 1.883 1.867</p><p>Serviços em curso 14.788 23.418 23.418</p><p>Outros créditos 10.577 8.956 9.260</p><p>Total do ativo circulante 645.202 396.930 431.033</p><p>Não circulante</p><p>Realizável a longo prazo</p><p>Aplicações financeiras vinculadas 5.2 1.764 1.401 1.401</p><p>Clientes 6 – 804 804</p><p>Tributos a recuperar 7 2.409 819 2.358</p><p>Tributos diferidos 23.2 158.514 156.023 156.023</p><p>Depósitos judiciais 8 67.479 62.846 62.846</p><p>Outros créditos 1.247 1.513 1.513</p><p>231.413 223.406 224.945</p><p>Investimentos 9 – 228.775 –</p><p>Imobilizado 10 2.147.071 2.132.728 2.318.734</p><p>Intangível 11 665.367 732.838 742.232</p><p>Total do ativo não circulante 3.043.851 3.317.747 3.285.911</p><p>Total do ativo 3.689.053 3.714.677 3.716.944</p><p>Passivo Nota</p><p>Controladora Consolidado (*)</p><p>2023 2022 2022</p><p>Circulante</p><p>Fornecedores 12 417.315 462.633 463.626</p><p>Salários, provisões e contribuições sociais 17.445 18.450 18.896</p><p>Tributos a recolher 7 72.838 56.210 56.812</p><p>Encargos setoriais 13 31.072 37.548 37.557</p><p>Debêntures 14 327.294 271.877 271.877</p><p>Dividendos e juros sobre capital próprio (JSCP) 15 380.856 163.156 163.156</p><p>Partes relacionadas 16.3 4.621 3.120 3.337</p><p>Outras obrigações 2.270 1.418 1.418</p><p>Total do passivo circulante 1.253.711 1.014.412 1.016.679</p><p>Não circulante</p><p>Fornecedores 12 46.621 36.542 36.542</p><p>Encargos setoriais 13 10.270 5.943 5.943</p><p>Indenização socioambiental 18.036 18.616 18.616</p><p>Debêntures 14 428.644 707.353 707.353</p><p>Provisões para riscos 17 97.205 39.693 39.693</p><p>Plano de aposentadoria 18 4.490 11.108 11.108</p><p>Outras obrigações 7.932 9.398 9.398</p><p>Total do passivo não circulante 613.198 828.653 828.653</p><p>Total do passivo 1.866.909 1.843.065 1.845.332</p><p>Patrimônio líquido 19</p><p>Capital social 839.138 839.138 839.138</p><p>Reserva de capital 115.084 115.084 115.084</p><p>Reserva legal 167.828 167.828 167.828</p><p>Reserva de lucros 471.334 471.192 471.192</p><p>Ajuste de avaliação patrimonial 228.760 278.370 278.370</p><p>Total do patrimônio líquido 1.822.144 1.871.612 1.871.612</p><p>Total do passivo e patrimônio líquido 3.689.053 3.714.677 3.716.944</p><p>(*) Conforme nota explicativa nº 1.5, devido a incorporação da Controlada Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda., a Companhia apresentará apenas o saldo comparativo do consolidado de 2022.</p><p>As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras</p><p>BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 23</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 02.998.301/0001-81 | Companhia Aberta</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO - EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>Nota</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Receita operacional líquida 20 1.365.524 1.339.038 1.391.868 1.368.936</p><p>Custos operacionais</p><p>Pessoal (76.361) (80.257) (78.466) (83.217)</p><p>Material (6.617) (6.572) (7.139) (7.450)</p><p>Serviços de terceiros (24.811) (26.940) (27.708) (30.326)</p><p>Energia comprada 21.2 (141.689) (178.742) (142.173) (180.214)</p><p>Depreciação e amortização 10 e 11 (251.437) (262.138) (260.860) (272.492)</p><p>Encargos de uso da rede elétrica 21.3 (193.279) (177.783) (194.051) (178.555)</p><p>Compensação financeira pela utilização</p><p>dos recursos hídricos (CFURH) (66.871) (36.507) (66.871) (36.507)</p><p>Taxa de fiscalização dos serviços de energia elétrica (TFSEE) (8.303) (7.474) (8.415) (7.585)</p><p>Seguros (9.808) (9.521) (9.989) (9.678)</p><p>Aluguéis (1) (1) (12) (38)</p><p>Provisões para riscos 17.2 (58.064) (941) (58.064) (941)</p><p>Outros (716) (1.953) (753) (2.017)</p><p>(837.957) (788.829) (854.501) (809.020)</p><p>Resultado bruto 527.567 550.209 537.367 559.916</p><p>Outros resultados operacionais</p><p>Pessoal (11.452) (12.153) (11.452) (12.153)</p><p>Material (687) (897) (723) (943)</p><p>Serviços de terceiros (17.817) (12.322) (18.303) (12.917)</p><p>Depreciação e amortização 10 e 11 (5.639) (5.465) (5.639) (5.465)</p><p>Aluguéis (328) (511) (328) (511)</p><p>Reversões de provisões para riscos 17.2 2.906 464 2.906 464</p><p>Compartilhamento de despesas 16.4 (10.429) (11.445) (12.302) (13.300)</p><p>Perdas estimadas pela não recuperabilidade de ativos – – – (30.518)</p><p>Outros 3.093 (4.638) 3.151 (4.648)</p><p>(40.353) (46.967) (42.690) (79.991)</p><p>Resultado de participações societárias</p><p>Equivalência patrimonial 9.2 9.719 (22.192) – –</p><p>9.719 (22.192) – –</p><p>Resultado antes das receitas e despesas financeiras 496.933 481.050 494.677 479.925</p><p>Resultado financeiro 22</p><p>Receitas 86.226 42.728 90.963 45.853</p><p>Despesas (128.953) (200.170) (128.955) (200.176)</p><p>(42.727) (157.442) (37.992) (154.323)</p><p>Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social 454.206 323.608 456.685 325.602</p><p>Imposto de renda e contribuição social 23</p><p>Corrente (117.544) (100.618) (120.023) (102.612)</p><p>Diferido 4.955 20.235 4.955 20.235</p><p>(112.589) (80.383) (115.068) (82.377)</p><p>Lucro líquido do exercício 341.617 243.225 341.617 243.225</p><p>Lucro líquido básico e diluído por ação 24 3,61756 2,57564 – –</p><p>As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras</p><p>DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA - EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>Nota</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Fluxos de caixa das atividades operacionais</p><p>Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social 454.206 323.608 456.685 325.602</p><p>Ajustes em:</p><p>Equivalência patrimonial 9.2 (9.719) 22.192 – –</p><p>Depreciação e amortização 10.3 e 11.3 257.076 267.603 266.499 277.957</p><p>Perda estimada pela não recuperabilidade de ativos – – – 30.518</p><p>Resultado na baixa do ativo imobilizado/intangível 10.3 e 11.3 244 2.852 244 3.034</p><p>Juros, variação monetária e amortização de custos sobre debêntures 14.4 106.290 144.960 106.290 144.960</p><p>Variação monetária sobre depósitos judiciais (10.191) (8.782) (10.191) (8.782)</p><p>Constituição e variação monetária sobre provisão para riscos 17.2 57.484 2.814 57.484 2.814</p><p>Variação monetária referente a liminar CCEE (37.785) 31.084 (37.785) 31.084</p><p>Outras variações 14.736 11.399 14.678 11.386</p><p>Variação nos ativos e passivos</p><p>Clientes (13.308) 15.747 (13.366)</p><p>16.717</p><p>Partes relacionadas 1.419 (699) 2.158 (552)</p><p>Serviços em curso (1.687) (6.410) (1.687) (6.410)</p><p>Depósito judicial (12) 107 (19) 107</p><p>Fornecedores (7.562) (110.319) (8.527) (111.333)</p><p>Salários, provisões e contribuições sociais (1.084) 1.056 (1.451) 1.098</p><p>Encargos setoriais 7.306 11.878 7.307 11.878</p><p>Provisão para riscos 17.2 276 (448) 276 (448)</p><p>Impostos, taxas e contribuições (23.369) (8.947) (24.016) (348)</p><p>Outras variações ativas e passivas (1.038) (5.586) (1.125) (14.603)</p><p>Caixa gerado pelas operações 793.282 694.109 813.454 714.679</p><p>Pagamento de imposto de renda e contribuição social (94.775) (51.014) (96.637) (61.623)</p><p>Pagamento de juros sobre debêntures 14.4 (100.196) (102.004) (100.196) (102.004)</p><p>Pagamento de variação monetária sobre debêntures (66.036) (93.596) (66.036) (93.596)</p><p>Caixa liquido gerado pelas atividades operacionais 532.275 447.495 550.585 457.456</p><p>Fluxos de caixa das atividades de investimentos</p><p>Adições no ativo imobilizado e intangível 10.3 e 11.3 (17.122) (30.243) (18.161) (31.847)</p><p>Caixa líquido de controlada incorporada 1.5 48.490 – – –</p><p>Caixa líquido gerado (aplicado nas) atividades de investimentos 31.368 (30.243) (18.161) (31.847)</p><p>Fluxo de caixa das atividades de financiamentos</p><p>Pagamento de debêntures 14.4 (163.350) (263.325) (163.350) (263.325)</p><p>Pagamento de dividendos 15.2 (76.735) (126.369) (76.735) (126.369)</p><p>Pagamento de juros sobre capital próprio 15.3 (85.207) (1) (85.207) (1)</p><p>Fluxo de caixa liquido aplicado nas atividades de financiamento (325.292) (389.695) (325.292) (389.695)</p><p>Aumento líquido de caixa e equivalentes de caixa 238.351 27.557 207.132 35.914</p><p>Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 189.709 162.152 220.928 185.014</p><p>Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 428.060 189.709 428.060 220.928</p><p>Aumento líquido de caixa e equivalentes de caixa 238.351 27.557 207.132 35.914</p><p>As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras</p><p>DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO - EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>Nota</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Receitas</p><p>Venda de energia 20 1.538.713 1.549.745 1.569.197 1.580.776</p><p>Outras receitas 7.303 1.183 7.567 1.183</p><p>1.546.016 1.550.928 1.576.764 1.581.959</p><p>Insumos adquiridos de terceiros</p><p>Energia comprada e encargos de uso da rede 21 (366.053) (389.544) (367.309) (391.788)</p><p>Materiais e serviços de terceiros (60.413) (58.224) (66.225) (64.983)</p><p>Outros custos operacionais (69.156) (17.293) (69.568) (17.513)</p><p>(495.622) (465.061) (503.102) (474.284)</p><p>Valor adicionado bruto 1.050.394 1.085.867 1.073.662 1.107.675</p><p>Depreciação e amortização (174.664) (176.660) (184.087) (187.014)</p><p>Perdas estimadas pela não recuperabilidade de ativos – – – (30.518)</p><p>Valor adicionado líquido produzido 875.730 909.207 889.575 890.143</p><p>Equivalência patrimonial 9 9.719 (22.192) – –</p><p>Outras receitas financeiras 88.457 44.858 93.194 47.984</p><p>Valor adicionado recebido em transferência 98.176 22.666 93.194 47.984</p><p>Valor adicionado total a distribuir 973.906 931.873 982.769 938.127</p><p>Distribuição do valor adicionado</p><p>Pessoal</p><p>Remuneração direta 44.936 47.301 45.963 48.812</p><p>Benefícios 18.573 18.993 19.285 19.752</p><p>FGTS 5.579 5.563 5.660 5.679</p><p>Provisão para gratificação (bônus) – 98 – 98</p><p>Participação nos resultados 7.200 8.154 7.219 8.332</p><p>76.288 80.109 78.127 82.673</p><p>Impostos, taxas e contribuições</p><p>Federais 275.581 246.648 279.446 250.282</p><p>Estaduais 29.772 64.585 32.918 64.598</p><p>Municipais 66.871 36.507 66.871 36.507</p><p>372.224 347.740 379.235 351.387</p><p>Remuneração de capitais de terceiros</p><p>Aluguéis 432 607 443 644</p><p>Outras despesas financeiras 128.953 200.170 128.955 200.176</p><p>129.385 200.777 129.398 200.820</p><p>Remuneração de capitais próprios</p><p>Juros sobre capital próprio 110.000 100.000 110.000 100.000</p><p>Dividendos 286.009 203.247 286.009 203.247</p><p>396.009 303.247 396.009 303.247</p><p>Valor adicionado distribuído 973.906 931.873 982.769 938.127</p><p>As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras</p><p>DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO ABRANGENTE - EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>Controladora e Consolidado</p><p>2023 2022</p><p>Lucro líquido do exercício 341.617 243.225</p><p>Outros resultados abrangentes do exercício</p><p>Itens que não serão reclassificados para o resultado</p><p>Projeção a partir da revisão das premissas econômicas do plano de pensão 6.618 31.080</p><p>Imposto de renda e contribuição social sobre projeção a partir da</p><p>revisão das premissas econômicas do plano de pensão (2.250) (10.567)</p><p>Resultado atuarial com plano de pensão de benefício definido 628 4.880</p><p>Imposto de renda e contribuição social diferidos sobre resultado atuarial (214) (1.659)</p><p>4.782 23.734</p><p>Total do resultado abrangente do exercício 346.399 266.959</p><p>As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras</p><p>DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO - EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>Capital</p><p>social</p><p>Reservas</p><p>Lucros</p><p>acumulados</p><p>Ajuste de avaliação patrimonial</p><p>Total do</p><p>patrimônio líquidoCapital Legal Lucros</p><p>Custo</p><p>atribuído</p><p>Outros resultados</p><p>abrangentes</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 839.138 115.084 167.828 471.192 – 269.133 9.237 1.871.612</p><p>Resultado abrangente do exercício</p><p>Lucro líquido do exercício – – – – 341.617 – – 341.617</p><p>Projeção a partir da revisão das premissas econômicas do plano de pensão – – – – – – 6.618 6.618</p><p>Imposto de renda e contribuição social sobre projeção a partir da revisão das premissas econômicas do plano de pensão – – – – – – (2.250) (2.250)</p><p>Resultado atuarial com plano de pensão de benefício definido – – – – – – 628 628</p><p>Imposto de renda e contribuição social diferidos sobre resultado atuarial – – – – – – (214) (214)</p><p>– – – – 341.617 – 4.782 346.399</p><p>Realização do ajuste de avaliação patrimonial – – – – 82.412 (82.412) – –</p><p>Imposto diferido sobre a realização do ajuste de avaliação patrimonial – – – – (28.020) 28.020 – –</p><p>– – – – 54.392 (54.392) – –</p><p>Contribuições e distribuições aos acionistas</p><p>Dividendos propostos – – – – (286.009) – – (286.009)</p><p>Dividendos prescritos – – – 97 – – – 97</p><p>Juros sobre capital próprio – – – – (110.000) – – (110.000)</p><p>Juros sobre capital próprio prescritos – – – 45 – – – 45</p><p>– – – 142 (396.009) – – (395.867)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 839.138 115.084 167.828 471.334 – 214.741 14.019 1.822.144</p><p>Capital</p><p>social</p><p>Reservas</p><p>Lucros</p><p>acumulados</p><p>Ajuste de avaliação patrimonial</p><p>Patrimônio líquido da</p><p>Controladora e ConsolidadoCapital Legal Lucros</p><p>Custo</p><p>atribuído</p><p>Outros resultados</p><p>abrangentes</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2021 839.138 115.084 167.828 470.956 – 329.155 (14.497) 1.907.664</p><p>Resultado abrangente do exercício</p><p>Lucro líquido do exercício – – – – 243.225 – – 243.225</p><p>Projeção a partir da revisão das premissas econômicas do plano de pensão – – – – – – 31.080 31.080</p><p>Imposto de renda e contribuição social sobre projeção a partir da revisão das premissas econômicas do plano de pensão – – – – – – (10.567) (10.567)</p><p>Resultado atuarial com plano de pensão de benefício definido – – – – – – 4.880 4.880</p><p>Imposto de renda e contribuição social diferidos sobre resultado atuarial – – – – – – (1.659) (1.659)</p><p>– – – – 243.225 – 23.734 266.959</p><p>Realização do ajuste de avaliação patrimonial – – – – 90.943 (90.943) – –</p><p>Imposto diferido sobre a realização do ajuste de avaliação patrimonial – – – – (30.921) 30.921 – –</p><p>– – – – 60.022 (60.022) – –</p><p>Contribuições e distribuições aos acionistas</p><p>Dividendos intermediários – – – – (126.471) – – (126.471)</p><p>Dividendos propostos – – – – (76.776) – – (76.776)</p><p>Dividendos prescritos – – – 189 – – – 189</p><p>Juros sobre capital próprio – – – – (100.000) – – (100.000)</p><p>Juros sobre capital próprio prescritos – – – 47 – – – 47</p><p>– – – 236 (303.247) – – (303.011)</p><p>Saldo em 31</p><p>de dezembro de 2022 839.138 115.084 167.828 471.192 – 269.133 9.237 1.871.612</p><p>As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 24</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 02.998.301/0001-81 | Companhia Aberta</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>1. INFORMAÇÕES GERAIS</p><p>1.1. Contexto operacional</p><p>A Rio Paranapanema Energia S.A. (Companhia) é uma sociedade anônima de capital aberto, listada na Comissão de Valores</p><p>Mobiliários (CVM) com registro na categoria A, concessionária de uso de bem público, na condição de produtora independente, com</p><p>sede em São Paulo, tem como atividades principais a geração e a comercialização de energia elétrica, as quais são concedidas,</p><p>regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME).</p><p>A capacidade instalada da Companhia é de 2.297,8 MW, composta pelo seguinte parque gerador em operação no Estado de São</p><p>Paulo: Usina Hidrelétrica (UHE) Capivara, UHE Chavantes, UHE Jurumirim, UHE Salto Grande, UHE Taquaruçu, UHE Rosana,</p><p>49,7% do Complexo Canoas, formado pelas UHEs Canoas l e ll e duas Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH) Palmeiras e Retiro,</p><p>localizadas no Rio Sapucaí, nos Municípios de Guará e São Joaquim da Barra, com capacidade instalada de 32,5 MW.</p><p>Em 31 de dezembro de 2023, a Companhia apresentou um capital circulante líquido (CCL) negativo no montante de R$ 608.509, em</p><p>virtude basicamente dos seguintes fatos:</p><p>• Transferência para o passivo circulante das parcelas referentes à 8ª emissão série 2 e 9ª emissão série 1 das debêntures;</p><p>• Constituição de dividendos e juros sobre capital próprio a pagar;</p><p>• A Companhia, dentro do seu saldo de Fornecedores, possui um passivo relativo à liminar que discute a redução da Garantia Física</p><p>(conforme nota explicativa nº 1.3.) no montante de R$ 384.841 em 31 de dezembro de 2023. Essa obrigação possui característica</p><p>de passivo financeiro e está classificado no curto prazo por conta disso. Pela avaliação dos consultores jurídicos, a Companhia conta</p><p>com uma expectativa favorável acerca dos resultados dessa ação. Se normalizados os efeitos do passivo de liminar mencionado</p><p>acima, o CCL seria de R$ 223.668.</p><p>A Diretoria analisou toda informação disponível em seus fluxos de caixa projetados e concluiu que contará com recursos suficientes</p><p>para honrar com suas obrigações, decorrentes da geração de caixa resultante de suas atividades operacionais. Além disso, em caso</p><p>de qualquer eventualidade, a Companhia poderá estruturar novos financiamentos e, também, contará com suporte financeiro da sua</p><p>Controladora Indireta CTG Brasil.</p><p>1.2. Contratos de Concessão/resoluções autorizativas</p><p>1.2.1. Contrato de concessão</p><p>Em 22 de setembro de 1999, a Companhia e a Aneel assinaram o contrato de Concessão de Geração nº 76/1999, que regula as</p><p>concessões de Uso de Bem Público (UBP) para geração de energia elétrica das usinas Jurumirim, Chavantes, Salto Grande,</p><p>Capivara, Taquaruçu e Rosana, outorgadas pelo Decreto s/nº de 20 de setembro de 1999, sendo que em 5 de agosto de 2011 foi</p><p>firmado o Primeiro Termo Aditivo, em 22 de julho de 2020 foi firmado o Segundo Termo Aditivo e em 01 de julho de 2022 o Terceiro</p><p>Termo Aditivo aprovado na Resolução Autorizativa nº 11.345/2022 após do acordo GSF. O contrato concede à Companhia o direito</p><p>de produção e comercialização de energia elétrica na condição de produtor independente, deixando, a partir daquela data, de</p><p>recolher a Reserva Global de Reversão (RGR) (exceto recursos retidos originalmente pela CESP e parcialmente transferidos à</p><p>Companhia em decorrência do processo de cisão daquela empresa), para contribuir com uma taxa de UBP, por um período de 5</p><p>anos. O prazo de duração da concessão e do contrato é de 30 anos a partir da data de assinatura do mesmo, podendo ser prorrogado</p><p>por até 20 anos a critério do Poder Concedente.</p><p>Em 30 de julho de 1998 foi assinado o Contrato de Concessão nº 183/1998, sendo que em 18 de agosto de 2000 foi firmado o</p><p>Primeiro Termo Aditivo e em 21 de outubro de 2022 foi firmado o Segundo Termo Aditivo contrato aprovado na Resolução Autorizativa</p><p>nº 12.255/2022 após do acordo GSF, que regulam as concessões para geração de energia elétrica das usinas Canoas I e Canoas</p><p>II, tendo como partes a Aneel e as empresas do Consórcio Canoas, formado pela Companhia, como produtora independente de</p><p>energia elétrica, e a Companhia Brasileira de Alumínio (CBA) na condição de autoprodutor; tal contrato prevê que 53,8 MWm sejam</p><p>disponibilizados à CBA. Eventuais sobras de energia não utilizadas pela CBA devem ser absorvidas, sem ônus, pela Companhia.</p><p>Reciprocamente, em regime normal de operação, quando a geração for inferior ao estabelecido contratualmente, a diferença será</p><p>complementada, sem ônus, pela Companhia. O contrato de concessão tem prazo de vigência de 35 anos a partir da data de</p><p>assinatura do mesmo, podendo ser prorrogado por até 20 anos a critério do Poder Concedente.</p><p>1.2.2. Resoluções Autorizativas</p><p>A Aneel autorizou a exploração do potencial hidrelétrico das PCHs Retiro e Palmeiras respectivamente, através das Resoluções nº</p><p>549 de 08 de outubro de 2002 e nº 706 de 17 de dezembro de 2002, em nome da Sociedade de Energia Bandeirantes - SEBAND</p><p>- Ltda. (Seband).</p><p>Em fevereiro de 2007, a Rio Paranapanema Participações S.A. e a Seband assinaram Contrato de Cessão e Transferência de Quotas</p><p>e Outras Avenças, objetivando a transferência dos bens e direitos relativos à exploração do aproveitamento hidrelétrico das PCH</p><p>Retiro e PCH Palmeiras para a Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda., concomitantemente à transferência integral das quotas da</p><p>Controlada para a Rio Paranapanema Participações S.A.</p><p>Por meio da Resolução nº 944 de 05 de junho de 2007, a Aneel anuiu a transferência das autorizações para implantar e explorar as</p><p>PCH Retiro e PCH Palmeiras da Seband para a Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda.</p><p>Em 2015, a Rio Paranapanema Participações S.A. transferiu o controle societário da Sapucaí-Mirim para a Companhia por meio de</p><p>constituição de reserva de capital.</p><p>Em 01 de dezembro de 2023 a Controlada Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda. foi incorporada pela Companhia conforme nota</p><p>explicativa nº 1.5.1.</p><p>A tabela a seguir demonstra os contratos de concessão/resoluções autorizativas da Companhia:</p><p>Contrato de concessão</p><p>Aneel/Resolução</p><p>autorizativa Aneel Usina Tipo UF Rio</p><p>Capacidade</p><p>instalada</p><p>(MW)</p><p>Garantia</p><p>física</p><p>(MW médio)</p><p>Início da</p><p>concessão/</p><p>autorização</p><p>Vencimento</p><p>concessão/</p><p>autorização</p><p>Nº 76/1999 Jurumirim UHE SP Paranapanema 101,0 42,5 22/09/1999 17/04/2032</p><p>Nº 76/1999 Chavantes UHE SP/PR Paranapanema 414,0 168,9 22/09/1999 30/03/2032</p><p>Nº 76/1999 Salto Grande UHE SP/PR Paranapanema 73,8 49,7 22/09/1999 11/05/2032</p><p>Nº 76/1999 Capivara UHE SP/PR Paranapanema 643,0 328,6 22/09/1999 21/04/2032</p><p>Nº 76/1999 Taquaruçu UHE SP/PR Paranapanema 525,0 195,4 22/09/1999 19/04/2032</p><p>Nº 76/1999 Rosana UHE SP/PR Paranapanema 354,0 173,6 22/09/1999 15/04/2032</p><p>Nº 183/1998 Canoas I UHE SP/PR Paranapanema 82,5 51,5 30/07/1998 29/07/2037</p><p>Nº 183/1998 Canoas II UHE SP/PR Paranapanema 72,0 43,4 30/07/1998 26/07/2037</p><p>Nº 549/2002 Retiro PCH SP Sapucaí 16,0 8,1 10/10/2002 21/11/2034</p><p>Nº 706/2002 Palmeiras PCH SP Sapucaí 16,5 8,1 18/12/2002 05/02/2049</p><p>2.297,8 1.069,8</p><p>Em 10 de outubro de 2023 foi publicada a Resolução Autorizativa nº 14.896 que altera o término da vigência do prazo de concessão</p><p>da PCH Palmeiras, acrescentando 2.555 dias em sua concessão.</p><p>1.3. Revisão das garantias físicas das usinas hidrelétricas</p><p>1.3.1. Revisão da garantia física de 2017</p><p>Em 2017 houve revisão ordinária de garantia física,</p><p>com a publicação da Portaria nº 178 que definiu os novos valores de garantia</p><p>física de energia das UHEs despachadas centralizadamente, válidos a partir de 1º de janeiro de 2018. Assim, a partir desta data,</p><p>houve uma redução de aproximadamente 5% da garantia física da Companhia em relação à garantia física vigente em dezembro de</p><p>2017.</p><p>Em 2 de fevereiro de 2018, a Companhia ajuizou duas ações perante a Justiça Federal do Distrito Federal em face da União Federal,</p><p>com pedido de liminar para suspender a aplicação desta portaria e questionar os parâmetros de garantia física. Em ambas as ações,</p><p>as liminares não foram concedidas em primeira instância.</p><p>Entre os anos de 2018 e 2020, a Companhia obteve liminares para afastar a aplicabilidade da Portaria em relação às UHEs, no</p><p>entanto as sentenças proferidas em 2019 foram desfavoráveis, das quais houve apelação.</p><p>Em 16 de dezembro de 2020, foi proferida decisão judicial em sede de apelação que confirmou e estabilizou o efeito da liminar da</p><p>Companhia no sentido de não se aplicar os efeitos da Portaria nº 178/2017.</p><p>Em 16 de agosto de 2022, houve o julgamento da apelação interposta pela Companhia, referente a ação que tratava a legitimidade</p><p>da revisão de garantia física ocorrida em 2017, a votação foi favorável à Companhia em 4 votos a 1, na 6ª Turma do Tribunal Regional</p><p>Federal da Primeira Região (TRF1), que deu provimento ao recurso da Companhia, visto que o entendimento do colegiado é de que</p><p>as UHEs já tiveram suas garantias físicas revistas em 2013 e 2015, e por isso não caberia nova revisão. Contra essa decisão cabe</p><p>recurso direcionado aos Tribunais Superiores.</p><p>Para mais informações, consultar nota explicativa nº 12.</p><p>1.3.2. Revisão da garantia física de 2022</p><p>O Decreto nº 2.655/98 estabelece revisões ordinárias de garantia física das usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente a</p><p>cada cinco anos, ou revisões extraordinárias em caso de fatos relevantes, sendo que a revisão ordinária anterior de todo Sistema</p><p>ocorreu em 2017, com vigência da garantia física publicada para o período entre 2018 e 2022. Em 2022 o Ministério de Minas e</p><p>Energia (MME) conduziu a revisão ordinária das garantias físicas das usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente, com</p><p>vigência a partir de 2023. Durante o processo, o MME abriu duas Consultas Públicas sobre o tema, para discutir, entre outros,</p><p>parâmetros de entrada para o cálculo, como índices de disponibilidade das usinas.</p><p>Em 02 de dezembro de 2022 o MME publicou a Portaria nº 709 com os valores revistos de Garantia Física de Energia das Usinas</p><p>Hidrelétricas despachadas centralizadamente no Sistema Interligado Nacional (SIN), com início de vigência a partir de 1º de janeiro</p><p>de 2023, conforme nota explicativa nº 1.2.</p><p>A adoção do período crítico de hidrologia relativo aos anos de 1949 a 1956 no cálculo da revisão causou um efeito de redução dos</p><p>montantes de garantia física de diversas usinas do SIN, dentre elas, as usinas da Companhia.</p><p>Por essa razão, em 29 de dezembro de 2022 a Companhia ingressou com um pedido de tutela antecipada, para que fosse</p><p>reconhecida a inaplicabilidade do período crítico de 1949 a 1956 e, alternativamente, que fossem suspensos, até o julgamento do</p><p>mérito, os efeitos da revisão ordinária conforme a Portaria 709/2022. O pedido de tutela antecipada em que se pleiteava a suspensão</p><p>dos efeitos da Portaria foi indeferido em decisão proferida pelo juiz de primeira instância em 13 de março de 2023.</p><p>Em razão deste indeferimento, os efeitos da Portaria contemplando a revisão das garantias físicas das usinas hidrelétricas da</p><p>Companhia estão sendo integralmente aplicados neste momento, ou seja, em caso de perda dessa ação, não haverá ajustes na</p><p>garantia física.</p><p>Em 27 de março de 2023, a Companhia protocolou agravo de instrumento contra a decisão de indeferimento da tutela antecipada,</p><p>bem como o pedido principal da ação, os quais aguardam decisão judicial. Caso a Companhia tenha sucesso na ação, ocorrerá o</p><p>aumento da garantia física.</p><p>1.4. Decisão STF sobre a coisa julgada em casos tributários</p><p>Em 08 de fevereiro de 2023, o Supremo Tribunal Federal (“STF”) concluiu o julgamento sobre a “coisa julgada” em tributos recolhidos</p><p>de forma continuada, definindo que a decisão proferida em processos individuais com trânsito em julgado, cessa imediatamente os</p><p>seus efeitos quando proferida decisão pela Suprema Corte, em sentido contrário, em ação direta de constitucionalidade ou em sede</p><p>de repercussão geral. Nesse mesmo julgamento, o STF rejeitou o pedido de modulação de efeitos da decisão, determinando o</p><p>recolhimento dos valores passados, desde que respeitado o prazo de prescrição. A Companhia avaliou a decisão e concluiu que não</p><p>existem impactos nas demonstrações financeiras em decorrência de tal decisão.</p><p>1.5. Incorporação do acervo contábil da Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda.</p><p>Em 01 de dezembro de 2023 foi aprovada em Assembleia Geral Extraordinária (AGE) da Companhia a incorporação do acervo</p><p>líquido contábil da Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda. (Incorporada), avaliado na data-base de 31 de agosto de 2023, por meio do laudo</p><p>de avaliação independente, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.</p><p>Por meio do Despacho Aneel nº 4.907 de 14 de dezembro de 2023, publicado no Diário Oficial da União em 22 de dezembro de 2023,</p><p>a Aneel anuiu o pedido de transferência das autorizações das PCHs Retiro e Palmeiras, anteriormente detidas pela Rio Sapucaí-</p><p>Mirim Energia Ltda. para a Companhia. Com esta operação a Companhia passa a ser a titular dos diretos e obrigações intrasetoriais</p><p>relativas a esses ativos.</p><p>A incorporação consistiu na absorção pela Companhia, da sociedade incorporada com todos seus ativos e passivos, sendo que a</p><p>Companhia sucedeu a Incorporada em todos os direitos e obrigações existentes, nos termos do artigo 227 da Lei 6.404/1976.</p><p>A Companhia e a Incorporada são sociedades do mesmo grupo econômico, sendo a Companhia a única quotista da incorporada.</p><p>1.5.1. Acervo líquido incorporado</p><p>Ativo 30/11/2023</p><p>Circulante</p><p>Caixa e equivalentes de caixa 48.490</p><p>Clientes 2.657</p><p>Tributos a recuperar 336</p><p>Outros créditos 391</p><p>Total do ativo circulante 51.874</p><p>Não circulante</p><p>Realizável a longo prazo</p><p>Tributos a recuperar 1.591</p><p>Depósitos judiciais 7</p><p>1.598</p><p>Imobilizado 178.268</p><p>Intangível 8.802</p><p>Total do ativo não circulante 188.668</p><p>Total do ativo 240.542</p><p>Passivo 30/11/2023</p><p>Circulante</p><p>Fornecedores 28</p><p>Salários, provisões e contribuições sociais 79</p><p>Tributos a recolher 905</p><p>Encargos setoriais 10</p><p>Partes relacionadas 972</p><p>Total do passivo circulante 1.994</p><p>Não circulante</p><p>Provisões para riscos 54</p><p>Total do passivo não circulante 54</p><p>Total do passivo 2.048</p><p>Acervo líquido contábil 238.494</p><p>O acervo líquido contábil incorporado pela Companhia foi reconhecido através da baixa do investimento.</p><p>2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS</p><p>2.1. Aprovação das demonstrações financeiras</p><p>A emissão dessas demonstrações financeiras foi autorizada pelo Conselho de Administração da Companhia em 27 de fevereiro de 2024.</p><p>2.2. Base de preparação e mensuração</p><p>As demonstrações financeiras individuais e consolidadas da Companhia foram preparadas de acordo com as normas internacionais</p><p>de relatório financeiro International Financial Reporting Standards (IFRS), emitidas pelo International Accounting Standards Board</p><p>(IASB) (atualmente denominadas “normas contábeis IFRS”), e as práticas contábeis adotadas no Brasil, incluindo os pronunciamentos</p><p>emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPCs).</p><p>As práticas contábeis adotadas no Brasil compreendem os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidos pelo Comitê de</p><p>Pronunciamentos Contábeis (CPCs), os quais foram aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e pelo Conselho</p><p>Federal de Contabilidade (CFC), incluindo também as normas complementares emitidas pela CVM.</p><p>A apresentação da Demonstração do Valor Adicionado (DVA), individual e consolidada, é requerida pela legislação societária</p><p>brasileira e pelas práticas contábeis adotadas no</p><p>Brasil. As IFRS não requerem a apresentação dessa demonstração. Como</p><p>consequência, pelas IFRS, essa demonstração está apresentada como informação suplementar.</p><p>As demonstrações financeiras foram preparadas utilizando o custo histórico como base de valor, exceto pelas obrigações com</p><p>entidade de previdência privada, intangível recuperação de custos pela extensão do GSF e pela valorização de certos instrumentos</p><p>financeiros, os quais são mensurados pelo valor justo, bem como pela avaliação de ativos imobilizados ao seu custo atribuído</p><p>(“deemed cost ”), na data de transição para as práticas contábeis adotadas no Brasil alinhadas às IFRS em janeiro de 2009 e pelos</p><p>ativos adquiridos na combinação de negócios, que foram mensurados inicialmente a valor justo na data de aquisição.</p><p>A Companhia considerou as orientações contidas na Orientação Técnica OCPC 07 na elaboração das suas demonstrações</p><p>financeiras. Desta forma, as informações relevantes próprias das demonstrações financeiras estão evidenciadas nas notas</p><p>explicativas e correspondem às utilizadas pela Diretoria na sua gestão.</p><p>2.3. Moeda funcional e moeda de preparação</p><p>As demonstrações financeiras individuais e consolidadas, estão apresentadas em reais, moeda funcional utilizada pela Companhia,</p><p>que melhor representa suas operações e respectivo fluxo de caixa.</p><p>2.4. Continuidade operacional</p><p>A Diretoria avaliou a capacidade da Companhia em continuar operando normalmente e concluiu que possui recursos para</p><p>dar continuidade aos seus negócios no futuro, nos termos descritos na nota explicativa nº 1.1. Assim, conforme CPC 26/IAS 1 -</p><p>Apresentação das demonstrações financeiras, estas demonstrações financeiras foram preparadas com base no pressuposto</p><p>de continuidade.</p><p>2.5. Uso de estimativas e julgamentos contábeis críticos</p><p>A elaboração das demonstrações financeiras requer o uso de estimativas e julgamentos para o registro de certas transações que</p><p>afetam seus ativos, passivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações em suas demonstrações financeiras. As</p><p>premissas utilizadas são baseadas em informações disponíveis na data da preparação das demonstrações financeiras, além da</p><p>experiência de eventos passados e/ou correntes, considerando ainda pressupostos relativos a eventos futuros. Essas estimativas são</p><p>revisadas periodicamente e seus resultados podem diferir dos valores inicialmente estimados.</p><p>As principais estimativas que representam risco significativo com probabilidade de causar ajustes materiais ao conjunto das</p><p>demonstrações financeiras, nos próximos exercícios, referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de:</p><p>i. Revisão de garantia física (nota explicativa nº 1.3);</p><p>ii. Vida útil de ativos de longa duração e impairment (nota explicativa nº 10.6);</p><p>iii. Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição Aplicáveis às Unidades Geradoras Conectadas aos Sistemas de Distribuição</p><p>(nota explicativa nº 13.1);</p><p>iv. Provisões para riscos (nota explicativa nº 17); e</p><p>v. Imposto de renda e contribuição social diferidos (nota explicativa nº 23.2).</p><p>3. RESUMO DAS POLÍTICAS CONTÁBEIS MATERIAIS</p><p>As políticas contábeis materiais e principais estimativas, aplicadas na preparação destas demonstrações financeiras, estão</p><p>apresentadas nas respectivas notas explicativas. Estas políticas foram aplicadas de modo consistente em todos os exercícios</p><p>apresentados.</p><p>3.1. Serviços em curso</p><p>Os valores registrados nessa rubrica referem-se aos recursos aplicados em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), em</p><p>consonância com a Resolução Normativa nº 605/2014 da Aneel. Quando concluído, os projetos são baixados em contrapartida da</p><p>conta do passivo, relacionada à provisão de P&D e submetidos à aprovação da Superintendência da Aneel (nota explicativa</p><p>nº 13.1.2).</p><p>3.2. Participação nos lucros</p><p>O Programa de Participações no Resultado (PPR) é um programa de engajamento com os resultados do Grupo, regulamentado pela</p><p>Lei 10.101/00. É uma ferramenta de remuneração por desempenho, composto por regras de atingimento dos resultados com base</p><p>em indicadores corporativos e individuais, cuja participação abrange todos os empregados ativos, sendo firmado mediante acordos</p><p>coletivos com sindicatos para uma vigência anual.</p><p>A Companhia reconhece um passivo e uma despesa de PPR ao longo do exercício.</p><p>3.3. Adoção as normas de contabilidade novas e revisadas</p><p>Os pronunciamentos novos e alterados que entraram em vigência a partir de 01 de janeiro de 2023 não geraram impactos nas</p><p>demonstrações financeiras da Companhia.</p><p>• Contrato de seguro, modelo mais abrangente dos contratos de seguros para a contabilidade (CPC 50/IFRS 17);</p><p>• Venda ou Contribuição de Ativos entre um Investidor e sua Coligada ou Joint Venture (CPC 36 (R3)/IFRS 10) e (CPC 18 (R2)/IAS 28);</p><p>• Divulgação de Políticas Contábeis à (CPC 26 (R1)/IAS 1) e IFRS Declaração da Prática 2;</p><p>• Definição de Estimativas Contábeis (CPC 23/IAS 8); e</p><p>• Imposto Diferido Relacionado a Ativos e Passivos Resultantes de uma Única Transação e Reforma da Tributação Corporativa</p><p>Internacional (CPC 32/IAS 12).</p><p>Alteração de pronunciamentos que entrarão em vigência a partir de 01 de janeiro de 2024 não são esperados que gerem impactos</p><p>nas demonstrações financeiras da Companhia.</p><p>• Classificação de Passivos como Circulante ou Não Circulante (CPC 26 (R1)/IAS 1);</p><p>• Esclarecimentos sobre o passivo de arrendamento em uma transação de venda e realocação (CPC 06 (R2)/IFRS 16).</p><p>Novos requisitos de divulgação sobre acordos de financiamento de fornecedores (CPC 03 (R2)/IAS 7).</p><p>4. GESTÃO DE RISCOS DO NEGÓCIO</p><p>4.1. Riscos financeiros</p><p>As atividades da Companhia a expõem a diversos riscos financeiros: risco de mercado (incluindo risco de taxa de juros, risco de taxa</p><p>de juros de fluxo de caixa e risco de preço), risco de crédito e risco de liquidez. A gestão desses riscos se concentra na imprevisibilidade</p><p>dos mercados financeiros e busca minimizar potenciais efeitos adversos no desempenho financeiro da Companhia.</p><p>A gestão de risco é realizada pela Companhia, seguindo as políticas aprovadas pelo Conselho de Administração que identifica, avalia</p><p>e protege a Companhia contra eventuais riscos financeiros.</p><p>4.1.1. Risco de mercado</p><p>4.1.1.1. Risco hidrológico</p><p>O risco hidrológico decorre dos impactos da hidrologia na operação das usinas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS).</p><p>Tais impactos incluem a flutuação do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que aumenta em casos de hidrologia desfavorável</p><p>e é utilizado para a valorização da exposição dos agentes do setor (sobras e déficits de energia).</p><p>Outro índice importante é o ajuste MRE (GSF), fator que pode reduzir ou aumentar a energia disponível para a venda de usinas</p><p>hidráulicas a depender da situação hidrológica e do despacho realizado pelo ONS, afetando diretamente a exposição dessas usinas</p><p>ao PLD.</p><p>Estes fatores podem ser mitigados através da estratégia de contratação de energia, a fim de obter uma maior proteção contra o risco</p><p>hidrológico e, por consequência, a manutenção do equilíbrio econômico e financeiro da Companhia. Essa proteção pode ser obtida</p><p>através do mecanismo de deixar parte da garantia física das Usinas descontratada e, também, pela compra de energia no mercado</p><p>quando se tem evidência no curto prazo de um GSF pior do que o planejado inicialmente.</p><p>4.1.1.2. Risco do fluxo de caixa ou valor justo associado com taxa de juros</p><p>O risco de taxa de juros da Companhia decorre de debêntures e caixa e equivalentes de caixa.</p><p>O impacto causado pela variação do Certificado de Depósito Interfinanceiro (DI) e pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor</p><p>Amplo (IPCA) sobre as debêntures é minimizado pela remuneração das aplicações financeiras pelo DI e pelos preços nos contratos</p><p>de venda de energia elétrica que também estão indexados à variação dos índices IPCA ou índice Geral de Preço do Mercado</p><p>(IGP-M).</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 25</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>CNPJ nº</p><p>02.998.301/0001-81 | Companhia Aberta</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>4.1.1.3. Risco de concentração de clientes</p><p>A Companhia considerando os riscos de mercado, desenvolveu metodologia e implementou política de proteção a seu portfólio de</p><p>clientes, que foi desenvolvida desde sua primeira versão.</p><p>Atualmente são estabelecidos limites que consideram a participação dos clientes e seus respectivos setores de atuação, dentre</p><p>outras premissas como robustez financeira e patrimonial.</p><p>A Companhia adota como uma das principais premissas de controle sua garantia física que será contratada.</p><p>Excepcionalmente no ano de 2023, em razão de um contrato firmado enquanto as condições de negociação eram mais favoráveis</p><p>que as atuais e na versão da política anterior à vigente, houve a concentração de cerca de 10% da receita operacional da Companhia,</p><p>numa contraparte de grande porte e excelente histórico de relacionamento.</p><p>4.1.2. Risco de crédito</p><p>O risco de crédito decorre de caixa e equivalentes de caixa, instrumentos financeiros, depósitos em bancos e instituições financeiras,</p><p>bem como de exposições de crédito a clientes, incluindo contas a receber em aberto.</p><p>No caso de clientes, a área de análise de crédito avalia a qualidade do crédito do cliente, levando em consideração sua posição</p><p>financeira, experiência passada, exposição no mercado das empresas do setor energético e outros fatores.</p><p>O preço da energia elétrica vendida para distribuidoras e clientes livres determinados nos contratos de leilão e bilaterais está no nível</p><p>dos preços fechados no mercado e eventuais sobras ou faltas de energia são liquidadas no âmbito da CCEE, cujo risco é a</p><p>inadimplência dos agentes participantes. Na falta de pagamento de um dos agentes a inadimplência é rateada entre os que possuem</p><p>direito na liquidação.</p><p>4.1.3. Risco de liquidez</p><p>A Companhia monitora as previsões contínuas das exigências de liquidez para assegurar que ela tenha caixa suficiente para atender</p><p>às necessidades operacionais.</p><p>A Companhia faz a administração do risco de liquidez com um conjunto de metodologias, procedimentos e instrumentos, aplicados</p><p>no controle permanente dos processos financeiros, a fim de garantir o adequado gerenciamento dos riscos.</p><p>Essa previsão leva em consideração os planos de financiamento da dívida da Companhia, cumprimento de cláusulas restritivas</p><p>(“covenants”), cumprimento das metas internas do quociente do balanço patrimonial e, se aplicável, exigências legais ou</p><p>regulatórias externas.</p><p>A Companhia investe o excesso de caixa em contas correntes com incidência de juros, depósitos a prazo, depósitos de curto prazo,</p><p>escolhendo instrumentos com vencimentos apropriados ou liquidez adequada para fornecer margem suficiente conforme</p><p>determinado pelas previsões anteriormente mencionadas.</p><p>Conforme mencionado na nota explicativa 1.1 sobre o CCL negativo e sobre a normalização desse indicador, a Companhia monitora</p><p>constantemente seus fluxos de caixa projetados e concluiu que contará com recursos suficientes para honrar com suas obrigações,</p><p>decorrentes da geração de caixa resultante de suas atividades operacionais. Além disso, em caso de qualquer eventualidade, a</p><p>Companhia poderá estruturar novos financiamentos e, também, contará com suporte financeiro da sua Controladora Indireta CTG Brasil.</p><p>A tabela a seguir mostra em detalhes o prazo de vencimento contratual restante dos passivos (debêntures) da Companhia e os</p><p>respectivos prazos de amortização. A tabela foi elaborada de acordo com os fluxos de caixa não descontados dos passivos</p><p>financeiros, com base na data mais próxima em que a Companhia deve quitar as respectivas obrigações. A tabela inclui os fluxos de</p><p>caixa dos juros e do principal.</p><p>Dívida Remuneração</p><p>Menos de</p><p>um mês</p><p>De um a</p><p>três meses</p><p>De três meses</p><p>a um ano</p><p>De um a</p><p>dois anos</p><p>Mais de</p><p>dois anos Total</p><p>Debêntures 8ª emissão</p><p>série 2</p><p>Variação IPCA +</p><p>5,50 % ao ano – 122.473 – 120.706 – 243.179</p><p>Debêntures 9ª emissão</p><p>série 1</p><p>Variação DI +</p><p>1,40% ao ano 192.333 – – – – 192.333</p><p>Debêntures 9ª emissão</p><p>série 2</p><p>Variação DI +</p><p>1,65% ao ano 22.197 – 21.320 186.855 168.282 398.654</p><p>214.530 122.473 21.320 307.561 168.282 834.166</p><p>4.2. Risco de aceleração de dívidas</p><p>A Companhia possui debêntures, com cláusulas restritivas (covenants) normalmente aplicáveis a esses tipos de operações,</p><p>relacionadas a atendimento de índices econômico-financeiros, geração de caixa e outros. Essas cláusulas restritivas foram atendidas</p><p>neste exercício e não limitam a capacidade de condução do curso normal das operações (vide notas explicativas nº 14.7).</p><p>4.3. Risco de regulação</p><p>As atividades da Companhia, assim como de seus concorrentes, são regulamentadas e fiscalizadas pela Aneel. Qualquer alteração</p><p>no ambiente regulatório poderá exercer impacto sobre as atividades da Companhia.</p><p>4.4. Risco ambiental</p><p>As atividades e instalações da Companhia estão sujeitas a diversas leis e regulamentos federais, estaduais e municipais, bem como</p><p>às diversas exigências de funcionamento relacionadas à proteção do meio ambiente. Adicionalmente, eventual impossibilidade de a</p><p>Companhia operar sua usina em virtude de autuações ou processos de cunho ambiental poderá comprometer a geração de receita</p><p>operacional e afetar negativamente o resultado da Companhia.</p><p>A Companhia utiliza-se da política de gestão de Saúde, Segurança, Meio Ambiente e Qualidade para assegurar o equilíbrio entre a</p><p>conservação ambiental e o desenvolvimento de suas atividades, minimizando os riscos para a Companhia.</p><p>Os processos ambientais estão descritos na nota explicativa nº 17.</p><p>4.5. Análise da sensibilidade</p><p>A Companhia, em atendimento ao disposto no item 40 do CPC 40 (R1) - Instrumentos Financeiros: Evidenciação, divulgam quadro</p><p>demonstrativo de análise de sensibilidade para cada tipo de risco de mercado considerado relevante pela Diretoria, originado por</p><p>instrumentos financeiros, compostos por aplicações financeiras e debêntures, ao qual a Companhia está exposto na data de</p><p>encerramento do exercício.</p><p>O cálculo da sensibilidade para o cenário provável foi realizado considerando a variação entre as taxas e índices vigentes em 31 de</p><p>dezembro de 2023 e as premissas disponibilizadas por consultoria especializada.</p><p>Demonstramos a seguir, os impactos no resultado financeiro da Companhia, para o cenário estimado para os próximos 12 meses:</p><p>Instrumentos financeiros Indexador</p><p>Indexador</p><p>do valor</p><p>contábil</p><p>Indexador</p><p>do cenário</p><p>provável</p><p>Saldo</p><p>contábil</p><p>em 2023</p><p>Cenário</p><p>atual</p><p>Cenário</p><p>provável</p><p>Ganho/</p><p>(perda)</p><p>Ativos financeiros</p><p>Aplicações financeiras DI 11,65% 9,15% 427.945 49.856 39.157 (10.699)</p><p>Aplicações financeiras vinculadas DI 11,65% 9,15% 1.764 206 161 (44)</p><p>429.709 50.061 39.318 (10.743)</p><p>Passivos financeiros</p><p>Debêntures 8ª emissão série 2 IPCA + 5,50% ao ano 4,53% 4,16% (227.239) (23.352) (22.477) 875</p><p>Debêntures 9ª emissão série 1 DI + 1,40% ao ano 11,65% 9,15% (190.441) (25.163) (20.335) 4.828</p><p>Debêntures 9ª emissão série 2 DI + 1,65% ao ano 11,65% 9,15% (338.258) (45.639) (37.043) 8.596</p><p>(755.938) (94.154) (79.855) 14.299</p><p>Total da exposição líquida (326.229) (44.093) (40.537) 3.556</p><p>4.6. Gestão de capital</p><p>Os objetivos da Companhia ao administrar seu capital são os de salvaguardar sua capacidade de continuidade para oferecer retorno</p><p>aos acionistas e benefícios às outras partes interessadas, além de manter uma estrutura de capital ideal para reduzir esse custo.</p><p>Para manter ou ajustar a estrutura de capital da Companhia, a Diretoria efetua ajustes adequando às condições econômicas atuais,</p><p>revendo assim as políticas de pagamentos de dividendos, devoluções de capital aos acionistas, ou ainda, emitindo novas ações.</p><p>A Companhia monitora o capital com base no índice de alavancagem financeira. Esse índice corresponde à dívida líquida expressa</p><p>como percentual do capital total.</p><p>A dívida líquida, por sua vez, corresponde ao total de empréstimos (incluindo empréstimos de curto</p><p>e longo prazo), subtraído do montante de caixa e equivalentes de caixa. O capital total é apurado através da soma do patrimônio</p><p>líquido, com a dívida líquida.</p><p>Nota</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2022</p><p>Debêntures 14 755.938 979.230 979.230</p><p>(–) Caixa e equivalentes de caixa 5.1 (428.060) (189.709) (220.928)</p><p>(–) Aplicações financeiras vinculadas 5.2 (1.764) (1.401) (1.401)</p><p>Dívida líquida 326.114 788.120 756.901</p><p>Patrimônio líquido 1.822.144 1.871.612 1.871.612</p><p>Total do capital 2.148.258 2.659.732 2.628.513</p><p>Índice de alavancagem financeira - (%)* 15,2 29,6 28,8</p><p>* Dívida líquida/Total do capital</p><p>5. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA E APLICAÇÕES FINANCEIRAS VINCULADAS</p><p>5.1. Caixa e equivalentes de caixa</p><p>5.1.1. Política contábil</p><p>Caixa e equivalentes de caixa incluem o caixa, os depósitos bancários, investimentos de curto prazo de alta liquidez, com risco</p><p>insignificante de mudança de valor, e contas garantidas liquidadas em período igual ou menor a três meses. As aplicações financeiras</p><p>correspondem à certificados de depósitos bancários, as quais são realizadas com instituições que operam o mercado financeiro</p><p>nacional e são contratadas em condições e taxas normais de mercado, tendo como característica alta liquidez, baixo risco de crédito</p><p>e remuneração próxima a do DI. Os ganhos e perdas decorrentes de variações nos saldos das aplicações financeiras são</p><p>apresentados na demonstração do resultado em “resultado financeiro” no exercício em que ocorrem (vide nota explicativa nº 22).</p><p>5.1.2. Composição</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2022</p><p>Caixas e bancos 115 32 65</p><p>Aplicações financeiras 427.945 189.677 220.863</p><p>Certificado de depósito bancário (CDB) 427.945 189.677 220.863</p><p>428.060 189.709 220.928</p><p>5.2. Aplicações financeiras vinculadas</p><p>5.2.1. Política contábil</p><p>As aplicações financeiras vinculadas possuem prazos determinados e são remunerados com base em percentuais da variação do</p><p>Certificado de Depósito Interfinanceiro (DI), sendo compostas por aluguéis de terrenos nas bordas dos rios que possuem aplicações</p><p>restritas em gastos ambientais.</p><p>5.2.2. Movimentação</p><p>Gastos Ambientais</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 1.401</p><p>Aplicações 942</p><p>Rendimentos 445</p><p>Resgates (1.024)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 1.764</p><p>5.3. Qualidade de créditos do caixa, equivalentes de caixa e aplicações financeiras vinculadas</p><p>A qualidade do crédito dos ativos financeiros que não estão vencidos pode ser avaliada mediante referência às classificações</p><p>externas de crédito (se houver) ou às informações históricas sobre os índices de inadimplência de contrapartes.</p><p>A Companhia por meio de sua política de Finanças Corporativas, apenas investe seus recursos em instituições financeiras que</p><p>possuem rating mínimo “A” ou equivalente, atribuído por umas das três principais agências de rating (Standard & Poor’s, Moody´s ou</p><p>Fitch), de longo prazo e em moeda local.</p><p>Demonstramos a seguir, a qualidade dos créditos do caixa, equivalentes de caixa e das aplicações financeiras vinculadas mantidas</p><p>pelo Companhia.</p><p>5.3.1. Composição</p><p>Standard & Poor’s Moody’s Fitch</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2022</p><p>AAA AAA AAA 155.822 57.981 87.080</p><p>AA AA AA – 1 2</p><p>AAA – AAA – 24.703 24.703</p><p>AAA – – 216.039 – –</p><p>AAA AAA – 55.600 79.623 81.742</p><p>AAA AAA AA – 28.802 28.802</p><p>– AAA AAA 2.363 – –</p><p>429.824 191.110 222.329</p><p>6. CLIENTES</p><p>6.1. Política contábil</p><p>As contas a receber de clientes correspondem aos valores referentes ao decurso normal das atividades da Companhia. Se o prazo</p><p>de recebimento é equivalente a um ano ou menos, as contas a receber são classificadas no ativo circulante. Caso contrário, estão</p><p>apresentadas no ativo não circulante.</p><p>As contas a receber de clientes são mensuradas pelo custo amortizado, com o uso do método da taxa de juros efetiva menos a</p><p>provisão para crédito de liquidação duvidosa. Na prática, dado o prazo de cobrança, são normalmente reconhecidas ao valor</p><p>faturado, ajustado pela provisão para impairment, se necessária.</p><p>A Companhia não mantém contas a receber como garantia de nenhum título de dívida.</p><p>6.2. Composição</p><p>Os valores referentes às contas a receber de clientes da Companhia são suportados por contratos relativos ao suprimento de energia</p><p>elétrica no âmbito do Ambiente de Contratação Livre (ACL) e CCEE.</p><p>Controladora Consolidado</p><p>À vencer Vencidos</p><p>2023 2022 2022Até 90 dias Até 90 dias</p><p>Contratos ACL 137.854 2.286 140.140 147.603 150.199</p><p>Energia de curto prazo (MRE/MCP) 50.297 – 50.297 26.159 26.159</p><p>188.151 2.286 190.437 173.762 176.358</p><p>6.3. Perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa (PECLD)</p><p>Constituída com base na estimativa das possíveis perdas que possam ocorrer na cobrança destes créditos, de acordo com o CPC</p><p>48/IFRS 9 - Instrumentos Financeiros.</p><p>As perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa são estabelecidas quando existe uma evidência objetiva de que a</p><p>Companhia não será capaz de cobrar todos os valores devidos de acordo com os prazos originais das contas a receber.</p><p>A Diretoria da Companhia não registra PECLD, para eventos referentes ao MRE e MCP, pois entende que não há risco de</p><p>não recebimento.</p><p>As faturas emitidas pela Companhia referente aos contratos bilaterais, leilão e cotas são emitidas com vencimento único no mês</p><p>seguinte ao do suprimento.</p><p>Para o exercício de 2023, não foi necessária a constituição de perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa.</p><p>6.4. Qualidade de créditos dos clientes</p><p>O risco de crédito dos contratos de venda de energia com os clientes no ACL é minimizado pela análise prévia da área de crédito da</p><p>Companhia de todos seus potenciais clientes. Esta análise é baseada em informações qualitativas e quantitativas de cada potencial</p><p>cliente e, a partir dessa análise, é feita a classificação seguindo as premissas do rating interno.</p><p>Baseado na política de crédito, todos os contratos bilaterais da Companhia possuem obrigação de entrega de uma modalidade de</p><p>garantia (entre as quais se destacam: fiança bancária, fiança corporativa e seguro garantia).</p><p>Em conjunto com a área de crédito, a área de risco/portfolio, realiza a diversificação da carteira de clientes da Companhia com o</p><p>objetivo de diminuir os riscos específicos setoriais e otimizar a liquidez da carteira. Além disso, a área de risco/portfolio controla o</p><p>consumo e a atualização do limite de crédito concedido pela área de crédito através do indicador de risco Value at Risk (VaR).</p><p>Especificamente para a energia comercializada nos ambientes MRE e MCP, onde a Administração não tem autonomia, para avaliar</p><p>e deliberar sobre os agentes liquidantes, a CCEE controla e monitora as inadimplências de modo que o não recebimento desses</p><p>valores na data prevista são considerados temporais, ou seja, não deixarão de ser cumpridos. Tendo em vista, que os agentes</p><p>envolvidos estão expostos a diversas sanções, as quais em última instância, podem até ser desligados do sistema, o risco de PECLD</p><p>é praticamente nulo nessas modalidades de comercialização/liquidação.</p><p>7. TRIBUTOS A RECUPERAR/RECOLHER</p><p>7.1. Política contábil</p><p>Os impostos correntes são calculados com base nas leis tributárias promulgadas, ou substancialmente promulgadas, na data do</p><p>balanço. A Diretoria avalia, periodicamente, as posições tributárias assumidas pela Diretoria com relação às situações em que a</p><p>regulamentação fiscal aplicável dá margem a interpretações. Estabelece provisões, quando apropriado, com base nos valores</p><p>estimados de pagamento às autoridades fiscais.</p><p>Os impostos correntes são apresentados líquidos, por entidade contribuinte, no passivo quando houver montantes a pagar, ou no</p><p>ativo quando houver montantes a recuperar na data do balanço.</p><p>7.2. Composição</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2022</p><p>Circulante</p><p>Não</p><p>circulante Circulante</p><p>Não</p><p>circulante Circulante</p><p>Não</p><p>circulante</p><p>Ativo</p><p>Saldo negativo/Antecipações de IRPJ e CSLL – 819 – 819 – 819</p><p>INSS a recuperar – 1.590 6 – 6 1.539</p><p>IRRF sobre juros sobre capital próprio (JSCP) a recuperar 3 – – –</p><p>e forçada, respectivamente, considerando</p><p>60 valores mensais apurados, relativos aos meses imediatamente anteriores ao mês</p><p>vigente). Sua fórmula de cálculo é: ID = (1-TEIP)*(1-TEIF a). Os valores apresentados</p><p>referem-se ao mês de dezembro em cada ano.</p><p>COMERCIALIZAÇÃO</p><p>O ano de 2023 foi marcado pela tendência de queda nos preços de energia no Brasil,</p><p>desafiante para o mercado e para a estratégia comercial. Esse quadro motivou a área</p><p>comercial a rever os planos de negócios e a buscar maior eficiência das ferramentas de</p><p>análise e mecanismos de negociação.</p><p>Recertificada em 2023 pela ISO 9001, a área dedicada para a comercialização da</p><p>energia encerrou o ano focada nas medidas de abertura de acesso que remodelaram o</p><p>funcionamento do mercado livre de energia. Em sua atuação comercial no Mercado</p><p>Regulado (ACR) e no Mercado Livre (ACL), a Companhia vendeu 27.752,3 GWh, sendo</p><p>14.249,3 GWh (51,4%) direcionados ao ACR e 13.502,9 (48,6%), ao ACL.</p><p>Energia vendida</p><p>(mil GWh)</p><p>2022</p><p>29,0</p><p>2023</p><p>27,7</p><p>-4,5%</p><p>DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO</p><p>Nessa sessão do documento, são apresentados os principais eventos do exercício base</p><p>desta demonstração financeira, em milhares de reais, exceto quando indicado de outra</p><p>forma.</p><p>PRINCIPAIS INDICADORES</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022 Variação</p><p>Indicadores econômicos</p><p>Receita operacional bruta 5.103.792 4.954.157 3,0%</p><p>Receita de ativos financeiros 1.596.837 1.675.249 -4,7%</p><p>(–) Deduções à receita operacional (658.132) (667.799) -1,4%</p><p>Receita operacional líquida 6.042.497 5.961.607 1,4%</p><p>Contratos futuros de energia (104.238) – 100,0%</p><p>(–) Custos e outros resultados</p><p>operacionais (2.378.154) (2.399.507) -0,9%</p><p>Resultado de participação societárias 103.206 99.590 3,6%</p><p>Resultado antes das receitas</p><p>e despesas financeiras 3.663.311 3.661.690 0,0%</p><p>Ebitda 4.329.285 4.333.036 -0,1%</p><p>Margem Ebitda - % 71,6% 72,7% -0,8 p.p.</p><p>Resultado financeiro (128.201) (550.101) -76,7%</p><p>Resultado antes do imposto de renda</p><p>e da contribuição social 3.535.110 3.111.589 13,6%</p><p>Lucro líquido do exercício 2.657.292 2.278.414 16,6%</p><p>Margem líquida - % 44,0% 38,2% 5,8 p.p.</p><p>Quantidade de ações 992.653 992.653 0,0%</p><p>Lucro líquido básico e diluído por</p><p>ação (Controladora) 1,82966 1,56207 17,1%</p><p>A receita operacional líquida consolidada foi de R$ 6.043 milhões no ano de 2023,</p><p>representando um crescimento de R$ 81 milhões ou + 1,4% em relação ao ano de</p><p>2022. Sobre essa variação vale destacar as seguintes variações na receita bruta:</p><p>• Elevação de R$ 144,4 milhões nas receitas do ambiente de contratação regulada</p><p>(ACR), basicamente em virtude da aplicação dos reajustes anuais pelo IPCA;</p><p>• Aumento de R$ 64,5 milhões na receita bruta do Mercado de Curto Prazo (MCP), uma</p><p>vez que, com um cenário hidrológico favorável, houve um maior volume de energia</p><p>liquidado, apesar da redução do preço de energia de curto prazo (PLD);</p><p>• Elevação de R$ 48,2 milhões na receita bruta dos mecanismos de realocação de</p><p>energia (MRE), uma vez que, dadas às condições favoráveis do cenário hidrológico,</p><p>houve aumento na geração de energia das Usinas do Grupo na comparação entre os</p><p>dois anos;</p><p>• Redução de R$ 78,4 milhões na receita de ativos financeiros, basicamente pela</p><p>redução das projeções do IPCA na comparação entre os dois exercícios. O IPCA é o</p><p>indexador que atualiza essa linha de receita na controlada Rio Paraná.</p><p>Receita operacional líquida</p><p>(R$ milhões)</p><p>2022</p><p>5.962</p><p>2023</p><p>6.042</p><p>1,4%</p><p>CONTRATOS FUTUROS DE ENERGIA</p><p>Efeito desfavorável de R$ 113,8 milhões na linha de contratos futuros de energia em</p><p>razão da aplicação de metodologia de marcação a mercado (MTM).</p><p>CUSTOS E OUTROS RESULTADOS OPERACIONAIS</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022 Variação</p><p>Pessoal (315.904) (308.370) 2,4%</p><p>Material (17.513) (18.750) -6,6%</p><p>Serviços de terceiros (145.867) (139.995) 4,2%</p><p>Energia comprada (562.691) (712.289) -21,0%</p><p>Depreciação e amortização (665.974) (671.346) -0,8%</p><p>Encargos de uso da rede elétrica (418.667) (388.554) 7,8%</p><p>Compensação financeira pela utilização</p><p>dos recursos hídricos (CFURH) (111.401) (71.566) 55,7%</p><p>Taxa de fiscalização dos serviços</p><p>de energia elétrica (TFSEE) (12.307) (12.176) 1,1%</p><p>Seguros (22.440) (20.024) 12,1%</p><p>Aluguéis (2.783) (2.461) 13,1%</p><p>Provisões para riscos (58.908) (675) 8.627,1%</p><p>Perdas estimadas para créditos de</p><p>liquidação duvidosa (PECLD) (6.469) – 100,0%</p><p>Perdas estimadas pela não</p><p>recuperabilidade de ativos – (30.518) -100,0%</p><p>Contratos futuros de energia – 9.532 -100,0%</p><p>Outros (37.230) (32.315) 15,2%</p><p>(2.378.154) (2.399.507) -0,9%</p><p>Os custos e outros resultados operacionais apresentaram uma redução de</p><p>aproximadamente R$ 21,4 milhões, quando comparado com o exercício anterior.</p><p>A respeito dessa variação, vale destacar:</p><p>• Queda de R$ 149,6 milhões ou -21,0% nos custos com compra de energia,</p><p>principalmente em virtude da recuperação no cenário hidrológico;</p><p>• Efeito positivo de R$ 30,5 milhões, uma vez que, em 2022, houve reconhecimento de</p><p>provisão pela reavaliação desfavorável da recuperabilidade de ativos na, então</p><p>controlada indireta, Rio Sapucaí-Mirim;</p><p>• Na rubrica de provisões para riscos, cabe um destaque para o evento não recorrente</p><p>relativo ao reconhecimento de R$ 48,6 milhões como provisão para provável futuro</p><p>desembolso a partir de andamento da ação regulatória que trata sobre o Despacho</p><p>Aneel nº 288/2002;</p><p>• Elevação de R$ 39,8 milhões na compensação financeira pela utilização de recursos</p><p>hídricos (CFURH), basicamente em razão da maior geração das Usinas do grupo na</p><p>comparação entre os exercícios (29.838 GWh em 2023 vs 23.161 GWh em 2022);</p><p>• Aumento de R$ 30,1 milhões nos encargos regulatórios pelo uso da rede Elétrica,</p><p>principalmente em decorrência do reajuste das Tarifas dos Encargos de Transmissão</p><p>(TUST).</p><p>Custos e outros resultados</p><p>operacionais (R$ milhões)</p><p>2022</p><p>2.400</p><p>2023</p><p>2.378</p><p>-0,9%</p><p>EBITDA E MARGEM EBITDA</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022 Variação</p><p>Lucro líquido do exercício 2.657.292 2.278.414 16,6%</p><p>Imposto de renda e contribuição social 877.818 833.175 5,4%</p><p>Resultado financeiro (líquido) 128.201 550.101 -76,7%</p><p>Depreciação e amortização 665.974 671.346 -0,8%</p><p>Ebitda 4.329.285 4.333.036 -0,1%</p><p>Margem Ebitda 71,6% 72,7% -0,8 p.p.</p><p>O Ebitda é uma medição não contábil que toma como base as disposições da Instrução</p><p>CVM nº 156/2022. É calculado com o lucro líquido acrescido do resultado financeiro</p><p>líquido, imposto de renda e contribuição social, depreciação e amortização.</p><p>A Diretoria do Grupo acredita que o Ebitda fornece uma medida útil de seu desempenho,</p><p>tratando-se de um indicador que é amplamente utilizado por investidores e analistas</p><p>para avaliar o desempenho e comparar empresas. O Ebitda não deve ser considerado</p><p>como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez.</p><p>O Ebitda do Grupo medido em 2023 totalizou R$ 4.329,3 milhões e manteve no ótimo</p><p>patamar, próximo de 72%, resultado semelhante ao observado no ano anterior.</p><p>Ebitda</p><p>(R$ milhões)</p><p>2022</p><p>4.333</p><p>2023</p><p>4.329</p><p>72,7% 71,6%</p><p>Ebitda (R$ milhões) Margem Ebitda (%)</p><p>RESULTADO FINANCEIRO</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022 Variação</p><p>Receitas</p><p>Rendimento de aplicações financeiras 257.721 238.610 8,0%</p><p>Variações monetárias 110.575 61.755 79,1%</p><p>Variação cambial ativa 399.722 850.111 -53,0%</p><p>Outros (77.312) (67.015) 15,4%</p><p>690.706 1.083.461 -36,3%</p><p>Despesas</p><p>Juros (378.351) (486.991) -22,3%</p><p>Variações monetárias (58.627) (116.785) -49,8%</p><p>Variação cambial passiva (248.054) (648.957) -61,8%</p><p>Outros (133.875) (380.829) -64,8%</p><p>(818.907) (1.633.562) -49,9%</p><p>Resultado financeiro líquido (128.201) (550.101) -76,7%</p><p>O resultado financeiro líquido apresentado em 2023 foi negativo em R$ 128,2 milhões,</p><p>representando uma melhora de R$ 421,9 milhões em relação ao ano de 2022. Acerca</p><p>dessa variação positiva, vale destacar:</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 4</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>RELATÓRIO</p><p>– –</p><p>Outros 344 – – – – –</p><p>347 2.409 6 819 6 2.358</p><p>Passivo</p><p>IRPJ e CSLL a recolher 57.327 – 33.154 – 33.637 –</p><p>PIS e COFINS a recolher 9.649 – 9.777 – 9.873 –</p><p>ICMS a recolher 5.493 – 12.649 – 12.651 –</p><p>Outros 369 – 630 – 651 –</p><p>72.838 – 56.210 – 56.812 –</p><p>8. DEPÓSITOS JUDICIAIS</p><p>8.1. Política contábil</p><p>A Companhia mantém discussões judiciais para as quais foram necessários depósitos judiciais para suspensão de exigibilidade,</p><p>entre os principais são destacados:</p><p>8.2. Movimentação</p><p>Trabalhistas Fiscais Ambientais Regulatórias Total</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 92 16.867 5.095 40.792 62.846</p><p>Variações monetárias 8 1.252 426 2.928 4.614</p><p>Adições 12 – – – 12</p><p>Saldos incorporados – 7 – – 7</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 112 18.126 5.521 43.720 67.479</p><p>Estão classificados nesta rubrica somente os depósitos judiciais recursais não relacionados com as provisões de contingências com</p><p>classificação de risco de perda provável e encargos de uso da rede elétrica relacionado a TUSD-g (vide notas explicativas nº 12.3 e</p><p>nº 17.2) e todos são atualizados monetariamente.</p><p>8.2.1. Fiscais:</p><p>a. Débitos em disputa referente à IRRF, IRPJ e CSLL - Depósitos judiciais referentes ao Mandado de Segurança ajuizado com o</p><p>objetivo de obter liminar para que seja reconhecida a quitação de valores de Imposto de Renda Retido na Fonte (IRRF), IRPJ e CSLL</p><p>sem a exigência de multa moratória, face à denúncia espontânea realizada. O valor do depósito em 31 de dezembro de 2023 é de</p><p>R$ 11.281;</p><p>b. Ação Anulatória - O depósito judicial foi realizado visando suspender a exigibilidade do débito PIS, COFINS e CSLL referente aos</p><p>anos calendário de 2004 a 2007. O entendimento é de que esses débitos devem ser cancelados, uma vez que a aquisição de energia</p><p>de Itaipu seria isenta de PIS/COFINS. O valor depositado em 31 de dezembro de 2023 é de R$ 4.910.</p><p>8.2.2. Ambientais</p><p>Depósitos judiciais efetuados pela Companhia nas ações anulatórias, decorrentes de autuações com pagamento de multa, movidas</p><p>contra o antigo Instituto Ambiental do Paraná (IAP), hoje Instituto Água e Terra (IAT), e Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos</p><p>Recursos Naturais Renováveis (IBAMA), e um depósito judicial efetuado em Ação de Indenização de Pescador, ambos para garantia</p><p>do juízo. O valor total depositado em 31 de dezembro de 2023 é de R$ 5.521.</p><p>8.2.3. Regulatórios:</p><p>TUSD-g - Depósitos judiciais em conexão com a obtenção de decisão judicial suspendendo a exigibilidade da multa imposta pela</p><p>Aneel pelo suposto descumprimento das obrigações de assinar os Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD) e de pagar</p><p>o passivo acumulado entre julho de 2004 a junho de 2009. Para maiores detalhes, vide nota explicativa nº 12 para uma descrição do</p><p>andamento das discussões referentes à TUSD-g.</p><p>9. INVESTIMENTOS</p><p>9.1. Política contábil</p><p>Os investimentos da Companhia foram avaliados pelo método de equivalência patrimonial, levando em conta as premissas definidas</p><p>pelo Pronunciamento Técnico CPC 18 - Investimento em Coligada, em Controlada e Empreendimento Controlado em Conjunto.</p><p>A participação da Companhia nos lucros ou prejuízos de seus investimentos foram reconhecidas na demonstração do resultado da</p><p>Companhia.</p><p>Conforme nota explicativa nº 1.5 a Controlada Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda. foi incorporada pela Companhia.</p><p>9.2. Movimentação</p><p>Participação</p><p>acionária 2022</p><p>Saldos incorporados</p><p>(Nota 1.5)</p><p>Equivalência</p><p>patrimonial 2023</p><p>Controlada</p><p>Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda. 100,00% 228.775 (238.494) 9.719 –</p><p>228.775 (238.494) 9.719 –</p><p>Participação</p><p>acionária 2021</p><p>Ajuste</p><p>investimento</p><p>Equivalência</p><p>patrimonial 2022</p><p>Controlada</p><p>Rio Sapucaí-Mirim Energia Ltda. 99,99% 250.968 (1) (22.192) 228.775</p><p>250.968 (1) (22.192) 228.775</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 26</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 02.998.301/0001-81 | Companhia Aberta</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>NOTAS EXPLICATIVAS DA DIRETORIA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E DE 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>10. IMOBILIZADO</p><p>10.1. Política contábil</p><p>Os itens que compõem o ativo imobilizado da Companhia são apresentados pelo custo histórico ou atribuído, deduzidos das</p><p>respectivas depreciações. Com exceção dos terrenos, todos os bens, ou conjuntos de bens que apresentavam valores contábeis</p><p>substancialmente diferentes dos valores justos na data da adoção das novas práticas contábeis tiveram o valor justo como custo</p><p>atribuído na data de transição em 1º de janeiro de 2009. O custo histórico inclui os gastos diretamente atribuíveis à aquisição dos</p><p>itens e de ativos qualificadores.</p><p>Os terrenos foram mantidos a custo histórico devido ao Grupo entender que são os valores aceitos pelo órgão regulador para fins de</p><p>indenização ao final da concessão/autorização.</p><p>Os custos subsequentes aos valores históricos são incluídos no valor contábil do ativo ou reconhecidos como um ativo separado,</p><p>conforme apropriado, somente quando for provável que fluam benefícios econômicos futuros associados ao item e que o custo do</p><p>item possa ser mensurado com segurança. O valor contábil de itens ou peças substituídas é baixado. Todos os outros reparos e</p><p>manutenções são lançados em contrapartida ao resultado do exercício, quando incorridos.</p><p>Os terrenos não são depreciados. A depreciação de outros ativos é calculada usando o método linear para alocar seus custos aos</p><p>seus valores residuais durante a vida útil-econômica remanescente em anos, como segue:</p><p>Vida útil-econômica</p><p>remanescente</p><p>Em serviço</p><p>Reservatório, barragens e adutora 10</p><p>Edificações, obras civis e benfeitorias 15</p><p>Máquinas e equipamentos 15</p><p>Veículos 4</p><p>Móveis e utensílios 11</p><p>Outros 2</p><p>A Diretoria entende, suportada por seus assessores legais, que não houve, até o momento, alteração nas condições de indenização</p><p>dos ativos a serem revertidos ao final da concessão/autorização por parte da Companhia e que possui o direito à indenização do</p><p>valor residual de todos os bens vinculados e reversíveis, inclusive dos terrenos, considerando os fatos e circunstâncias disponíveis</p><p>atualmente. Caso haja legislação nova que venha a alterar as condições atuais, a Companhia avaliará os efeitos correspondentes,</p><p>em suas demonstrações financeiras.</p><p>Os ganhos e as perdas de alienações são determinados pela comparação dos resultados das alienações com o valor contábil</p><p>residual e são reconhecidos na demonstração do resultado do exercício em “Outros resultados operacionais”.</p><p>10.2. Composição</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 Taxa média</p><p>anual de</p><p>depreciação</p><p>2022</p><p>Custo</p><p>Depreciação</p><p>acumulada</p><p>Valor</p><p>líquido</p><p>Valor</p><p>líquido</p><p>Valor</p><p>líquido</p><p>Em serviço</p><p>Terrenos 224.953 – 224.953 213.865 0,0% 224.953</p><p>Reservatório, barragens e adutora 3.476.981 (2.205.224) 1.271.757 1.216.044 3,7% 1.405.049</p><p>Edificações, obras civis e benfeitorias 429.683 (298.739) 130.944 109.776 2,0% 140.121</p><p>Máquinas e equipamentos 1.187.732 (583.937) 603.795 532.864 3,3% 622.709</p><p>Veículos 10.695 (7.900) 2.795 3.375 7,3% 3.556</p><p>Móveis e utensílios 1.490 (1.111) 379 258 2,3% 346</p><p>Outros 4.797 (2.910) 1.887 2.574 16,3% 2.574</p><p>5.336.331 (3.099.821) 2.236.510 2.078.756 2.399.308</p><p>Em curso</p><p>Terrenos 20.477 – 20.477 1.046 20.423</p><p>Reservatório, barragens e adutora 3.924 – 3.924 4.376 4.376</p><p>Edificações, obras civis e benfeitorias 340 – 340 574 766</p><p>Máquinas e equipamentos 41.786 – 41.786 47.912 49.890</p><p>Veículos – – – 64 64</p><p>Móveis e utensílios 127 – 127 – –</p><p>66.654 – 66.654 53.972 75.519</p><p>Perda estimada pela não</p><p>recuperabilidade de ativos (CPC 01) (156.093) – (156.093) – (156.093)</p><p>(156.093) – (156.093) – (156.093)</p><p>Total do ativo imobilizado 5.246.892 (3.099.821) 2.147.071 2.132.728 2.318.734</p><p>10.3. Movimentação</p><p>Controladora</p><p>Valor líquido</p><p>em 2022 Adições Baixas</p><p>Transfe-</p><p>rências</p><p>Depre-</p><p>ciação</p><p>Saldos</p><p>incorporados</p><p>Valor líquido</p><p>em 2023</p><p>Em serviço</p><p>Terrenos 213.865 – – – – 11.088</p><p>DA ADMINISTRAÇÃO</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>• Redução de R$ 244,1 milhões na despesa de atualização monetária referente ao passivo relativo à provisão constituída para</p><p>grandes reparos, na controlada Rio Paraná. Essa queda se justifica pela redução na projeção futura esperada para os índices de</p><p>inflação IPCA e IGP-M que são os índices que atualizam esse passivo;</p><p>• Redução de R$ 75,4 milhões nas despesas com juros relativos ao empréstimo mantido pela controlada Rio Paraná junto ao Banco</p><p>Mitsubishi. Essa dívida foi liquidada no mês junho de 2023;</p><p>• Redução de R$ 68,9 milhões na despesa com atualização monetária referente à liminar mantida pela controlada Rio Paranapanema</p><p>na ação que discute a redução de garantia física. Essa queda deu-se basicamente em razão da deflação medida no IGP-M</p><p>em 2023;</p><p>• Redução de R$ 63,9 milhões nas despesas de juros incidentes sobre o empréstimo entre partes relacionadas mantido pela</p><p>controlada Rio Paraná junto à CTG Luxemburgo, principalmente em virtude do menor saldo da dívida, bem como das antecipações</p><p>de amortizações efetuadas durante o ano de 2023;</p><p>• Efeito negativo de R$ 49,5 milhões no resultado líquido decorrente da variação cambial incidente sobre o empréstimo entre partes</p><p>relacionadas mantido pela Rio Paraná junto à CTG Luxemburgo. Esse impacto foi causado basicamente pelo menor saldo da</p><p>dívida na comparação entre os períodos e, também, em virtude de uma pequena redução na valorização do real (R$) frente ao</p><p>dólar (US$) no ano de 2023. Em 2023, houve valorização de 6,3% (de R$ 5,2177 para R$ 4,8900) enquanto em 2022 a moeda</p><p>brasileira já tinha valorizado 6,5% (de R$ 5,5805 para R$ 5,2177);</p><p>• Aumento de R$ 19,1 milhões nas receitas com aplicação financeira, principalmente em função do maior saldo médio de caixa</p><p>durante a maior parte do exercício de 2023;</p><p>• Aumento de R$ 15,8 milhões na variação monetária e juros incidentes sobre as debêntures, basicamente em virtude do primeiro</p><p>ano completo do reconhecimento dos juros da debênture captada pela controlada Rio Paraná em junho/22, parcialmente</p><p>compensada pela redução nas demais debêntures do Grupo em razão da redução do IPCA e CDI na comparação entre</p><p>os dois períodos.</p><p>ENDIVIDAMENTO</p><p>Consolidado</p><p>2023 2022 Variação</p><p>Debêntures 2.822.804 3.114.824 -9,4%</p><p>Curto prazo 683.828 393.049 74,0%</p><p>Longo prazo 2.138.976 2.721.775 -21,4%</p><p>Empréstimos – 675.707 -100,0%</p><p>Curto prazo – 675.707 -100,0%</p><p>Financiamentos 277.524 325.892 -14,8%</p><p>Curto prazo 52.460 52.111 0,7%</p><p>Longo prazo 225.064 273.781 -17,8%</p><p>Partes relacionadas 1.127.712 2.427.057 -53,5%</p><p>Curto prazo 381.345 818.266 -53,4%</p><p>Longo prazo 746.367 1.608.791 -53,6%</p><p>(–) Caixa e equivalentes de caixa (1.698.042) (2.383.790) -28,8%</p><p>(–) Aplicações financeiras vinculadas (24.566) (25.039) -1,9%</p><p>Dívida líquida 2.505.432 4.134.651 -39,4%</p><p>A dívida líquida é composta pelo endividamento deduzindo-se os recursos de caixa e equivalentes de caixa e de aplicações</p><p>financeiras vinculadas.</p><p>Ao final de 2023, a dívida líquida apresentou redução de 39,4% ou R$ 1.629 milhões na comparação com a posição final de 2022.</p><p>Essa redução se deu principalmente em razão das antecipações de amortizações das parcelas do empréstimo entre partes</p><p>relacionadas mantido pela Controlada Rio Paraná junto a CTG de Luxemburgo, bem como, da liquidação do empréstimo desta</p><p>Controlada junto ao Banco Mitsubishi e amortizações das debêntures do Grupo ocorridas durante o ano. Em 2023, não houve novas</p><p>emissões de dívidas no Grupo.</p><p>Controladas Dívidas Remuneração Vencimento</p><p>Consolidado</p><p>Variação</p><p>2023 2022</p><p>Rio Paraná Energia S.A.</p><p>China</p><p>Three Gorges</p><p>(Luxembourg)</p><p>Energy S.À.R.L.</p><p>4,29% ao ano</p><p>+ USD 20/05/2025 1.127.712 2.427.057 -53,5%</p><p>Rio Paraná Energia S.A. Tokyo -</p><p>Mitsubishi</p><p>DI + 0,45%</p><p>ao ano 29/06/2023 – 675.707 -100,0%</p><p>Rio Canoas Energia S.A. BNDES</p><p>TJLP + 2,34%</p><p>ao ano 16/06/2031 212.833 238.861 -10,9%</p><p>Rio Canoas Energia S.A. BNDES TJLP 16/06/2031 1.122 1.216 -7,7%</p><p>Rio Verde Energia S.A. BNDES</p><p>TJLP + 1,81%</p><p>ao ano 15/09/2026 58.934 79.606 -26,0%</p><p>Rio Verde Energia S.A. BNDES</p><p>TJLP + 2,16%</p><p>ao ano 15/09/2026 4.635 6.209 -25,4%</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. Debêntures</p><p>4ª emissão série 2</p><p>IPCA + 6,07</p><p>% ao ano 16/07/2023 – 146.971 -100,0%</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. Debêntures</p><p>8ª emissão série 1</p><p>106,75% do</p><p>DI ao ano 15/03/2023 – 84.876 -100,0%</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. Debêntures</p><p>8ª emissão série 2</p><p>IPCA + 5,50%</p><p>ao ano 15/03/2025 227.239 216.975 4,7%</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. Debêntures</p><p>9ª emissão série 1</p><p>DI + 1,40%</p><p>ao ano 26/01/2024 190.441 191.056 -0,3%</p><p>Rio Paranapanema Energia S.A. Debêntures</p><p>9ª emissão série 2</p><p>DI + 1,65%</p><p>ao ano 26/01/2026 338.258 339.352 -0,3%</p><p>Rio Paraná Energia S.A. Debêntures</p><p>1ª emissão série 1</p><p>DI + 1,05%</p><p>ao ano 15/06/2023 – 119.229 -100,0%</p><p>Rio Paraná Energia S.A. Debêntures</p><p>1ª emissão série 2</p><p>IPCA + 6,15%</p><p>ao ano 16/06/2025 326.810 312.655 4,5%</p><p>Rio Paraná Energia S.A. Debêntures</p><p>2ª emissão série 1</p><p>DI + 1,20%</p><p>ao ano 15/06/2024 204.850 204.819 0,0%</p><p>Rio Paraná Energia S.A. Debêntures</p><p>2ª emissão série 2</p><p>IPCA + 4,63%</p><p>ao ano 15/06/2031 745.671 709.409 5,1%</p><p>Rio Paraná Energia S.A.</p><p>Debêntures</p><p>3ª emissão série</p><p>única</p><p>DI + 1,29%</p><p>ao ano 27/06/2027 789.535 789.482 0,0%</p><p>4.228.040 6.543.480 -35,4%</p><p>LUCRO LÍQUIDO</p><p>O ano de 2023 se mostrou desafiador, uma vez que, com o cenário hidrológico positivo houve um maior volume de energia disponível</p><p>e uma menor necessidade de compra de energia. Por outro lado, os preços de energia se mantiveram em patamares baixos durante</p><p>todo ano. Dentro desse cenário, o Grupo CTG apresentou mais um ano com ótimo desempenho de resultados com destaque para</p><p>a melhora no resultado financeiro.</p><p>O lucro líquido consolidado foi de R$ 2.657 milhões o que representa um crescimento relevante de R$ 378,9 milhões ou +16,6% em</p><p>relação ao bom desempenho obtido no ano de 2022.</p><p>Lucro líquido</p><p>(R$ milhões)</p><p>2022</p><p>2.278</p><p>2023</p><p>2.657</p><p>16,6%</p><p>DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS</p><p>BALANÇOS PATRIMONIAIS - EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>Ativo Nota</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Circulante</p><p>Caixa e equivalentes de caixa 5.1 452.102 661.743 1.698.042 2.383.790</p><p>Clientes 6 – – 689.232 644.174</p><p>Tributos a recuperar 7 49.689 47.046 60.927 58.861</p><p>Repactuação do risco hidrológico 8 – – 259 259</p><p>Ativo financeiro vinculado à concessão 9 – – 1.232.556 1.182.734</p><p>Dividendos e juros sobre capital próprio (JSCP) 10 575.347 496.828 34.643 41.258</p><p>Partes relacionadas 22 12.531 9.835 1.045 1.015</p><p>Serviços em curso – – 64.619 76.135</p><p>Contratos futuros de energia 25 – – 136.786 244.253</p><p>Outros créditos 6.833 13.099 59.994 59.357</p><p>Total do ativo circulante 1.096.502 1.228.551 3.978.103 4.691.836</p><p>Não circulante</p><p>Realizável a longo prazo</p><p>Aplicações financeiras vinculadas 5.2 – – 24.566 25.039</p><p>Clientes 6 – – – 1.005</p><p>Tributos a recuperar 7 – – 2.409 2.358</p><p>Tributos diferidos 31.2 146 – 204.242 150.618</p><p>Repactuação do risco hidrológico 8 – – 5.355 5.614</p><p>Ativo financeiro vinculado à concessão 9 – – 11.013.212 10.727.356</p><p>Depósitos judiciais 11 45 – 660.204 602.668</p><p>Contratos futuros de energia 25 – – 66.311 168.118</p><p>Outros créditos 613 1.407 1.877 2.920</p><p>804 1.407 11.978.176 11.685.696</p><p>Investimentos 12 14.254.276 12.408.298 1.649.809 1.746.951</p><p>Imobilizado 13 15.514 20.659 4.403.967 3.606.222</p><p>Intangível 14 324.265 283.838 8.103.372 8.461.468</p><p>Total do ativo não circulante 14.594.859 12.714.202 26.135.324 25.500.337</p><p>Total do ativo 15.691.361 13.942.753 30.113.427 30.192.173</p><p>Passivo Nota</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Circulante</p><p>Fornecedores 15 10.874 15.137 565.914 631.624</p><p>Salários, provisões</p><p>e contribuições sociais 33.365 32.200 80.758 78.277</p><p>Tributos a recolher 7 55.918 46.441 448.570 429.357</p><p>Encargos setoriais 16 – – 116.711 119.021</p><p>Indenização socioambiental</p><p>– – 978 935</p><p>Empréstimos 17 – – – 675.707</p><p>Financiamentos 18 – – 52.460 52.111</p><p>Debêntures 19 – – 683.828 393.049</p><p>Dividendos e juros sobre capital próprio (JSCP) 20 2.141.883 1.691.383 2.394.393 1.902.922</p><p>Uso do bem público (UBP) 21 – – 3.584 3.579</p><p>Partes relacionadas 22 – – 385.534 822.622</p><p>Provisões para grandes reparos 23 – – 338.931 331.680</p><p>Provisões para riscos 24 – – 19.883 –</p><p>Contratos futuros de energia 25 – – 73.469 180.235</p><p>Outras obrigações 9.515 9.866 14.202 13.230</p><p>Total do passivo circulante 2.251.555 1.795.027 5.179.215 5.634.349</p><p>Não circulante</p><p>Fornecedores 15 7.343 – 74.604 36.542</p><p>Tributos diferidos 31.2 – – 1.598.554 1.265.480</p><p>Encargos setoriais 16 – – 35.761 34.198</p><p>Indenização socioambiental – – 18.317 18.898</p><p>Financiamentos 18 – – 225.064 273.781</p><p>Debêntures 19 – – 2.138.976 2.721.775</p><p>Uso do bem público (UBP) 21 – – 32.466 32.973</p><p>Partes relacionadas 22 – – 746.367 1.608.791</p><p>Provisões para grandes reparos 23 – – 1.545.160 1.722.520</p><p>Provisões para riscos 24 99 – 104.788 235.640</p><p>Contratos futuros de energia 25 – – 111.412 109.682</p><p>Plano de aposentadoria 26 – – 4.490 11.108</p><p>Outras obrigações 6.250 10.983 16.426 23.888</p><p>Total do passivo não circulante 13.692 10.983 6.652.385 8.095.276</p><p>Total do passivo 2.265.247 1.806.010 11.831.600 13.729.625</p><p>Patrimônio líquido 27</p><p>Capital social 11.670.895 11.670.895 11.670.895 11.670.895</p><p>Reserva legal 352.296 261.485 352.296 261.485</p><p>Reserva de lucros 1.235.674 3.003 1.235.674 3.003</p><p>Ajuste de avaliação patrimonial 167.249 201.360 167.249 201.360</p><p>Total do patrimônio líquido 13.426.114 12.136.743 13.426.114 12.136.743</p><p>Participação não controladores – – 4.855.713 4.325.805</p><p>Patrimônio líquido consolidado 13.426.114 12.136.743 18.281.827 16.462.548</p><p>Total do passivo e patrimônio líquido 15.691.361 13.942.753 30.113.427 30.192.173</p><p>As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 5</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO</p><p>EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>Nota</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Receita operacional líquida 28 – – 6.042.497 5.961.607</p><p>Contratos futuros de energia 25.3 (104.238) –</p><p>Custos operacionais</p><p>Pessoal – – (174.060) (167.161)</p><p>Material – – (16.206) (17.114)</p><p>Serviços de terceiros – – (78.839) (87.310)</p><p>Energia comprada 29.2 – – (562.691) (712.289)</p><p>Depreciação e amortização 13 e 14 – – (581.236) (589.677)</p><p>Encargos de uso da rede elétrica 29.3 – – (418.667) (388.554)</p><p>Compensação financeira pela utilização dos</p><p>recursos hídricos (CFURH) – – (111.401) (71.566)</p><p>Taxa de fiscalização dos serviços de energia elétrica (TFSEE) – – (12.307) (12.176)</p><p>Seguros – – (21.649) (19.156)</p><p>Aluguéis – – (590) (633)</p><p>Provisões para riscos 24.2 – – (61.270) (1.139)</p><p>Perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa (PECLD) 6.2 – – (6.469) –</p><p>Outros – – (25.805) (5.556)</p><p>– – (2.071.190) (2.072.331)</p><p>Resultado bruto – – 3.867.069 3.889.276</p><p>Outros resultados operacionais</p><p>Pessoal (118.334) (111.343) (141.844) (141.209)</p><p>Material (555) (622) (1.307) (1.636)</p><p>Serviços de terceiros (40.102) (29.899) (67.028) (52.685)</p><p>Depreciação e amortização 13 e 14 (15.255) (12.785) (84.738) (81.669)</p><p>Seguros (535) (506) (791) (868)</p><p>Aluguéis (1.645) (1.029) (2.193) (1.828)</p><p>(Constituições)/reversões de provisões para riscos 24.2 (115) – 2.362 464</p><p>Compartilhamento de despesas 22.4 87.271 84.999 – –</p><p>Perdas estimadas pela não recuperabilidade de ativos 13 – – – (30.518)</p><p>Contratos futuros de energia 25.3 – – – 9.532</p><p>Outros (9.594) (9.590) (11.425) (26.759)</p><p>(98.864) (80.775) (306.964) (327.176)</p><p>Resultado de participações societárias</p><p>Equivalência patrimonial 12 1.897.425 1.630.360 103.206 99.590</p><p>1.897.425 1.630.360 103.206 99.590</p><p>Resultado antes das receitas e despesas financeiras 1.798.561 1.549.585 3.663.311 3.661.690</p><p>Resultado financeiro 30</p><p>Receitas 27.265 11.767 690.706 1.083.461</p><p>Despesas (7.763) (7.174) (818.907) (1.633.562)</p><p>19.502 4.593 (128.201) (550.101)</p><p>Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social 1.818.063 1.554.178 3.535.110 3.111.589</p><p>Imposto de renda e contribuição social 31</p><p>Corrente (1.850) (3.587) (600.811) (583.160)</p><p>Diferido – – (277.007) (250.015)</p><p>(1.850) (3.587) (877.818) (833.175)</p><p>Lucro líquido do exercício 1.816.213 1.550.591 2.657.292 2.278.414</p><p>Atribuível a</p><p>Acionistas controladores 1.816.213 1.550.591 1.816.213 1.550.591</p><p>Acionistas não controladores – – 841.079 727.823</p><p>1.816.213 1.550.591 2.657.292 2.278.414</p><p>Lucro líquido básico e diluído por ação 32 1,82966 1,56207 – –</p><p>As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras</p><p>DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO ABRANGENTE - EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Lucro líquido do exercício 1.816.213 1.550.591 2.657.292 2.278.414</p><p>Outros resultados abrangentes do exercício</p><p>Itens que não serão reclassificados para o resultado</p><p>Projeção a partir da revisão das premissas econômicas do plano de pensão 4.244 19.828 6.618 31.080</p><p>Imposto de renda e contribuição social sobre projeção a partir da revisão</p><p>das premissas econômicas do plano de pensão (1.443) (6.742) (2.250) (10.567)</p><p>Resultado atuarial com plano de pensão de benefício definido 403 3.231 628 4.880</p><p>Imposto de renda e contribuição social diferidos sobre resultado atuarial (137) (1.098) (214) (1.659)</p><p>3.067 15.219 4.782 23.734</p><p>Total do resultado abrangente do exercício 1.819.280 1.565.810 2.662.074 2.302.148</p><p>As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras</p><p>DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO - EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>Capital</p><p>social</p><p>Reservas</p><p>Lucros</p><p>acumulados</p><p>Ajuste de avaliação patrimonial Patrimônio</p><p>líquido da</p><p>Controladora</p><p>Participação</p><p>dos não</p><p>Controladores</p><p>Total do</p><p>patrimônio líquido</p><p>ConsolidadoLegal Lucros</p><p>Custo</p><p>atribuído</p><p>Outros resultados</p><p>abrangentes</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 11.670.895 261.485 3.003 – 195.437 5.923 12.136.743 4.325.805 16.462.548</p><p>Resultado abrangente do exercício</p><p>Lucro líquido do exercício – – – 1.816.213 – – 1.816.213 841.079 2.657.292</p><p>Projeção a partir da revisão das premissas econômicas do plano de pensão – – – – – 4.244 4.244 2.374 6.618</p><p>Imposto de renda e contribuição social sobre projeção a partir da revisão das premissas econômicas</p><p>do plano de pensão – – – – – (1.443) (1.443) (807) (2.250)</p><p>Resultado atuarial com plano de pensão de benefício definido – – – – – 403 403 225 628</p><p>Imposto de renda e contribuição social diferidos sobre resultado atuarial – – – – – (137) (137) (77) (214)</p><p>– – – 1.816.213 – 3.067 1.819.280 842.794 2.662.074</p><p>Ajuste investimento – – – – – – – (65) (65)</p><p>Realização do ajuste de avaliação patrimonial – – – 56.332 (56.332) – – – –</p><p>Imposto diferido sobre a realização do ajuste de avaliação patrimonial – – – (19.154) 19.154 – – – –</p><p>– – – 37.178 (37.178) – – (65) (65)</p><p>Contribuições e distribuições aos acionistas</p><p>Constituição de reserva legal – 90.811 – (90.811) – – – – –</p><p>Reserva de retenção de lucros – – 1.232.580 (1.232.580) – – – – –</p><p>Dividendos intermediários – – – – – – – (23.331) (23.331)</p><p>Dividendos propostos – – – – – – – (33.686) (33.686)</p><p>Dividendos prescritos – – 62 – – – 62 35 97</p><p>Juros sobre capital próprio – – – (530.000) – – (530.000) (255.855) (785.855)</p><p>Juros sobre capital próprio prescritos – – 29 – – – 29 16 45</p><p>– 90.811 1.232.671 (1.853.391) – – (529.909) (312.821) (842.730)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2023 11.670.895</p><p>352.296 1.235.674 – 158.259 8.990 13.426.114 4.855.713 18.281.827</p><p>Capital</p><p>social</p><p>Reservas</p><p>Lucros</p><p>acumulados</p><p>Ajuste de avaliação patrimonial Patrimônio</p><p>líquido da</p><p>Controladora</p><p>Participação</p><p>dos não</p><p>Controladores</p><p>Total do</p><p>patrimônio líquido</p><p>ConsolidadoLegal Lucros</p><p>Custo</p><p>atribuído</p><p>Outros resultados</p><p>abrangentes</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2021 9.926.535 183.955 1.744.360 – 236.227 (9.296) 12.081.781 3.869.260 15.951.041</p><p>Resultado abrangente do exercício</p><p>Lucro líquido do exercício – – – 1.550.591 – – 1.550.591 727.823 2.278.414</p><p>Projeção a partir da revisão das premissas econômicas do plano de pensão – – – – – 19.828 19.828 11.252 31.080</p><p>Imposto de renda e contribuição social sobre projeção a partir da revisão das premissas econômicas</p><p>do plano de pensão – – – – – (6.742) (6.742) (3.825) (10.567)</p><p>Resultado atuarial com plano de pensão de benefício definido – – – – – 3.231 3.231 1.649 4.880</p><p>Imposto de renda e contribuição social diferidos sobre resultado atuarial – – – – – (1.098) (1.098) (561) (1.659)</p><p>– – – 1.550.591 – 15.219 1.565.810 736.338 2.302.148</p><p>Realização do ajuste de avaliação patrimonial – – – 61.803 (61.803) – – – –</p><p>Imposto diferido sobre a realização do ajuste de avaliação patrimonial – – – (21.013) 21.013 – – – –</p><p>– – – 40.790 (40.790) – – – –</p><p>Contribuições e distribuições aos acionistas</p><p>Aumento de Capital 1.744.360 – (1.744.360) – – – – – –</p><p>Constituição de reserva legal – 77.530 – (77.530) – – – – –</p><p>Reserva de retenção de lucros – – 2.851 (2.851) – – – – –</p><p>Dividendos intermediários – – – (1.086.000) – – (1.086.000) (37.149) (1.123.149)</p><p>Dividendos propostos – – – – – – – (25.586) (25.586)</p><p>Dividendos prescritos – – 122 – – – 122 67 189</p><p>Juros sobre capital próprio – – – (425.000) – – (425.000) (217.142) (642.142)</p><p>Juros sobre capital próprio prescritos – – 30 – – – 30 17 47</p><p>1.744.360 77.530 (1.741.357) (1.591.381) – – (1.510.848) (279.793) (1.790.641)</p><p>Saldo em 31 de dezembro de 2022 11.670.895 261.485 3.003 – 195.437 5.923 12.136.743 4.325.805 16.462.548</p><p>As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras</p><p>DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA</p><p>EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>Nota</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Fluxos de caixa das atividades operacionais</p><p>Resultado antes do imposto de renda</p><p>e da contribuição social 1.818.063 1.554.178 3.535.110 3.111.589</p><p>Ajustes em:</p><p>Equivalência patrimonial 12.2 (1.897.425) (1.630.360) (103.206) (99.590)</p><p>Perdas estimadas para créditos de liquidação</p><p>duvidosa (PECLD) 6.2 – – 6.469 –</p><p>Depreciação e amortização 13.3 e 14.3 15.255 12.785 665.974 671.346</p><p>Reversão parcial de perda pela não recuperabilidade</p><p>de ativos – – – 30.518</p><p>Resultado na baixa do ativo imobilizado/intangível 13.3 e 14.3 189 297 527 3.387</p><p>Juros e variação monetária de ativos financeiros 9.3 – – (1.596.837) (1.675.249)</p><p>Apropriação de juros sobre empréstimos 17.4 – – 44.008 119.437</p><p>Juros, variação monetária e amortização de custos sobre</p><p>financiamentos 18.6 – – 27.549 30.817</p><p>Juros, variação monetária e amortização de custos sobre</p><p>debêntures 19.4 – – 246.439 230.841</p><p>AVP e variação monetária sobre UBP 21.3 – – 3.254 5.368</p><p>Juros e variação cambial sobre partes relacionadas 22.5 – – (71.563) (57.165)</p><p>Atualização e amortização AVP sobre provisão</p><p>de grandes reparos 23.3 – – 117.056 361.199</p><p>Variação monetária sobre depósitos judiciais (11) – (63.273) (52.236)</p><p>Constituição e variação monetária sobre provisão para riscos 24.2 131 – 75.827 24.728</p><p>Contratos futuros de energia 25 – – 104.238 (9.532)</p><p>Variação monetária referente a liminar CCEE – – (37.785) (31.084)</p><p>Outras variações (2.484) – 14.664 (7.440)</p><p>Variação nos ativos e passivos</p><p>Clientes – – (49.442) (46.879)</p><p>Ativo financeiro vinculado à concessão 9.3 – – 1.261.159 1.175.583</p><p>Partes relacionadas (2.696) (1.680) (197) 433</p><p>Serviços em curso – – (19.159) (30.116)</p><p>Depósito judicial 11.2 (25) – (159) –</p><p>Fornecedores 3.079 6.191 57 1.573</p><p>Salários, provisões e contribuições sociais 1.165 6.577 2.481 12.695</p><p>Encargos setoriais – – 25.913 33.549</p><p>Capitalização de debêntures 19.4 – – 113.598 134.458</p><p>Uso do bem público (UBP) 21.3 – – (3.756) (3.566)</p><p>Provisões para grandes reparos 23.3 – – (287.165) (287.328)</p><p>Provisão para riscos 24.2 (452) – (185.997) (2.228)</p><p>Impostos, taxas e contribuições 21.092 9.624 (159.153) (164.450)</p><p>Outras variações ativas e passivas 1.919 (9.020) (4.967) (49.723)</p><p>Caixa (aplicado nas) e gerado pelas operações (42.200) (51.408) 3.661.664 3.430.935</p><p>Recebimento de dividendos 10.2 397.464 157.469 68.749 63.355</p><p>Recebimento de juros sobre o capital próprio 10.3 430.468 248.108 32.100 21.441</p><p>Pagamento de imposto de renda e contribuição social (2.796) (346) (540.840) (426.481)</p><p>Pagamento de juros sobre empréstimos 17.4 – – (44.715) (120.210)</p><p>Pagamento de juros sobre financiamentos 18.6 – – (24.390) (28.068)</p><p>Pagamento de juros sobre debêntures 19.4 – – (302.671) (260.097)</p><p>Pagamento de variação monetária sobre debêntures – – (66.036) (93.596)</p><p>Pagamento de juros sobre partes relacionadas 22.5 – – (77.780) (126.363)</p><p>Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 782.936 353.823 2.706.081 2.460.916</p><p>Fluxos de caixa das atividades de investimentos</p><p>(Aporte)/redução de capital 12.2 (951.011) (9.106) 100.000 –</p><p>Adições no ativo imobilizado e intangível 13.3 e 14.3 (50.398) (239.173) (1.106.328) (317.229)</p><p>Caixa líquido de controlada incorporada 1.8.1.1 8.832 – – –</p><p>Caixa líquido (aplicado nas) atividades de investimentos (992.577) (248.279) (1.006.328) (317.229)</p><p>Fluxo de caixa das atividades de financiamentos</p><p>Valor recebido pela emissão de debêntures – – – 800.000</p><p>Custo de transação pela emissão de debêntures – – – (3.065)</p><p>Pagamento de empréstimos 17.4 – – (675.000) (675.000)</p><p>Pagamento de financiamentos 18.6 – – (51.527) (50.985)</p><p>Pagamento de debêntures 19.4 – – (283.350) (383.325)</p><p>Pagamento de partes relacionadas 22.5 – – (1.141.968) (611.887)</p><p>Pagamento de dividendos 20.2 – – (48.878) (40.162)</p><p>Pagamento de juros sobre capital próprio 20.3 – – (184.778) (113.334)</p><p>Fluxo de caixa liquido (aplicado nas) atividades</p><p>de financiamento – – (2.385.501) (1.077.758)</p><p>(Redução)/aumento líquido de caixa e equivalentes</p><p>de caixa (209.641) 105.544 (685.748) 1.065.929</p><p>Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 661.743 556.199 2.383.790 1.317.861</p><p>Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 452.102 661.743 1.698.042 2.383.790</p><p>(Redução)/aumento líquido de caixa e equivalentes</p><p>de caixa (209.641) 105.544 (685.748) 1.065.929</p><p>As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>QUARTA-FEIRA, 20 DE MARÇO DE 2024Economia & Negócios 6</p><p>[SIGN HERE]</p><p>test</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>https://estadaori.estadao.com.br/pdf?i=Adw</p><p>China Three Gorges Brasil Energia S.A.</p><p>CNPJ nº 19.014.221/0001-47</p><p>www.ctgbr.com.br</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>continuação</p><p>continua</p><p>DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO - EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2023 E 2022</p><p>(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)</p><p>Nota</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Receitas</p><p>Venda de energia 28 – – 5.103.792 4.954.157</p><p>Receita de ativos financeiros 28 – – 1.596.837 1.675.249</p><p>Outras receitas 18.483 303 35.741 2.583</p><p>Perdas estimadas para créditos de liquidação duvidosa (PECLD) 6 – – (6.469) –</p><p>18.483 303 6.729.901 6.631.989</p><p>Insumos adquiridos de terceiros</p><p>Energia comprada e encargos de uso da rede 29 – – (1.080.036) (1.210.384)</p><p>Contratos futuros de energia 25 – – (104.238) 9.532</p><p>Materiais e serviços de terceiros 46.615 54.478 (163.472) (158.833)</p><p>Outros custos operacionais (27.159) (8.163) (150.283) (51.616)</p><p>19.456 46.315 (1.498.029) (1.411.301)</p><p>Valor adicionado bruto 37.939 46.618 5.231.872 5.220.688</p><p>Depreciação e amortização 13 e 14 (15.255) (12.785) (665.974) (671.346)</p><p>Perdas estimadas pela não recuperabilidade de ativos – – – (30.518)</p><p>Valor adicionado líquido produzido 22.684 33.833 4.565.898 4.518.824</p><p>Equivalência patrimonial 12 1.897.425 1.630.360 103.206 99.590</p><p>Outras receitas financeiras 143.239 122.336 824.714 1.214.116</p><p>Valor adicionado recebido em transferência 2.040.664 1.752.696 927.920 1.313.706</p><p>Valor adicionado total a distribuir 2.063.348 1.786.529 5.493.818 5.832.530</p><p>Nota</p><p>Controladora Consolidado</p><p>2023 2022 2023 2022</p><p>Distribuição do valor adicionado</p><p>Pessoal</p><p>Remuneração direta 54.415 54.815 156.389 157.779</p><p>Benefícios 19.629 20.409 58.125 57.461</p><p>FGTS 4.736 5.094 14.946 15.244</p><p>Provisão para gratificação (bônus) 7.343 346 7.343 536</p><p>Participação nos resultados 18.436 16.391 38.970 36.213</p><p>104.559 97.055 275.773 267.233</p><p>Impostos, taxas e contribuições</p><p>Federais 94.057 87.188 1.551.742 1.456.735</p><p>Estaduais 1.003 1.826 37.114 77.982</p><p>Municipais 446 424 112.253 72.378</p><p>95.506 89.438 1.701.109 1.607.095</p><p>Remuneração de capitais de terceiros</p><p>Aluguéis 2.129 1.481 3.559 3.184</p><p>Outras despesas financeiras 7.763 7.174 818.907 1.635.814</p><p>9.892 8.655 822.466 1.638.998</p><p>Remuneração de capitais próprios</p><p>Juros sobre capital próprio 530.000 425.000 530.000 425.000</p><p>Dividendos – 1.086.000 – 1.086.000</p><p>Lucros retidos 1.323.391 80.381 1.323.391 80.381</p><p>Participação dos não controladores nos lucros retidos – – 841.079 727.823</p><p>1.853.391 1.591.381 2.694.470 2.319.204</p><p>Valor adicionado distribuído 2.063.348 1.786.529 5.493.818 5.832.530</p><p>As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras</p><p>1. INFORMAÇÕES GERAIS</p><p>1.1. Contexto operacional</p><p>A China Three Gorges Brasil Energia S.A. (“Companhia” ou “CTG Brasil”), também referida isoladamente ou em conjunto com suas</p><p>Controladas como Grupo, é uma sociedade por ações, com sede na cidade de São Paulo, listada na Comissão de Valores Mobiliários</p><p>(CVM) com registro na categoria A. O Grupo é controlado pela China Three Gorges Corporation (CTG), estatal chinesa</p><p>estrategicamente posicionada no segmento de energia limpa, com presença mundial e foco na geração de energia hidrelétrica de</p><p>grande porte.</p><p>O Grupo tem por objeto social participar em outras sociedades, nacionais ou estrangeiras, como sócia ou acionista, notadamente</p><p>sociedades cujo objeto seja promover, construir, instalar e explorar projetos de geração, distribuição, transmissão e comercialização</p><p>de energia elétrica e serviços correlatos e participar em fundos de investimentos.</p><p>Desde o início de suas operações, o Grupo vem crescendo no mercado de energia por meio de aquisições de participações</p><p>societárias relevantes em usinas de geração de energia renovável, com destaque para usinas hidrelétricas.</p><p>Em 23 de fevereiro de 2023, a Comissão de Valores Mobiliários (CVM), por meio do Ofício 6/2023/CVM/SEP, confirmou o deferimento</p><p>pelo pedido de registro da Companhia como categoria “A”.</p><p>Em 31 de dezembro de 2023, o Grupo apresentou um capital circulante líquido (CCL) negativo no montante de R$ 1.201.112,</p><p>em virtude basicamente dos seguintes fatos:</p><p>• Transferência para o passivo circulante das parcelas de debêntures referente a 8ª emissão série 2ª e 9ª emissão série 1,</p><p>na Controlada indireta Rio Paranapanema Energia;</p><p>• Transferência para o passivo circulante das parcelas de debêntures referente a 1ª emissão série 2ª e 2ª emissão série 1,</p><p>na Controlada Rio Paraná Energia;</p><p>• Constituição de dividendos e juros sobre capital próprio a pagar.</p><p>A Diretoria analisou toda informação disponível em seus fluxos de caixa projetados e concluiu que contará com recursos suficientes</p><p>para honrar com suas obrigações, decorrente da geração de caixa resultante de suas atividades operacionais.</p><p>1.2. Projetos Greenfield</p><p>Destinam-se a geração de energias renováveis eólica e solar e no total a CTG Brasil adicionará 1 GW de capacidade instalada (12%</p><p>de crescimento), com foco na comercialização para sua carteira de clientes do mercado livre. A Diretoria tem o entendimento que as</p><p>aquisições dos projetos não fizeram parte do escopo de aplicação das normas contábeis IFRS 3/CPC 15 (Combinações de</p><p>Negócios), visto que ainda não geram inputs e outputs necessários para serem caracterizados como “negócios”.</p><p>1.2.1. Serra da Palmeira</p><p>O projeto de Serra da Palmeira, localizado no estado da Paraíba, com capacidade instalada prevista de 648 MW, iniciou sua</p><p>construção no 4° trimestre de 2023, com previsão de entrada em operação comercial até o final de 2025.</p><p>1.2.2. Arinos</p><p>O projeto Arinos, localizado em Minas Gerais, teve início da construção no 1º trimestre de 2023, com capacidade instalada prevista</p><p>de 340 MW, e mantém previsão de atingir operação comercial plena até o final de 2024.</p><p>1.2.3. Dom Inocêncio Sul</p><p>Em 14 de setembro de 2023, em virtude de restrições regulatórias que impossibilitarão o escoamento da totalidade da energia</p><p>autorizada pela Dom Inocêncio, o Grupo tomou a decisão de exercer a sua opção de venda. Esta escolha se fundamenta no</p><p>propósito de otimizar a gestão de recursos e operação.</p><p>Conforme divulgado no Diário Oficial da União, foi aprovado em 24 de outubro de 2023, sem restrições, o exercício de opção de</p><p>venda e a respectiva transferência da totalidade de ações.</p><p>Em 19 de dezembro de 2023 a Companhia concluiu a operação de venda sobre a totalidade das ações para a Salus - Fundo de</p><p>Investimento em Participações Multiestratégia no valor de R$ 16.759.</p><p>1.3. Contratos de Concessão/resoluções autorizativas</p><p>1.3.1. Direitos do contrato de concessão</p><p>Referem-se ao direito da concessionária de receber caixa dos usuários pelos serviços de construção do sistema de distribuição de</p><p>energia elétrica e pelo uso de infraestrutura, originados da bifurcação requerida pelo ICPC 01 (R1).</p><p>A parte remanescente da remuneração paga pelo contrato de concessão da Controlada Rio Paraná foi registrada como um ativo</p><p>intangível, uma vez que a empresa receberá parte da remuneração do mercado livre mediante capacidade de cobrar das empresas</p><p>distribuidoras de energia e prestação de serviço pelo modelo de cotas. A amortização é registrada com base no prazo final do</p><p>contrato de concessão.</p><p>1.3.1.1. Usinas hidrelétricas (UHEs) e Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs)</p><p>A tabela a seguir demonstra os contratos de concessão/resoluções autorizativas das controladas:</p><p>Controladas</p><p>Contrato de</p><p>concessão</p><p>Aneel/</p><p>Resolução</p><p>autorizativa</p><p>Aneel Usina Tipo UF Rio</p><p>Capacidade</p><p>instalada</p><p>(MW)</p><p>Garantia</p><p>física</p><p>(MW</p><p>médio)</p><p>Início da</p><p>concessão/</p><p>autorização</p><p>Vencimento</p><p>concessão/</p><p>autorização</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Energia S.A. Nº 76/1999 Jurumirim UHE SP Paranapanema 101,0 42,5 22/09/1999 17/04/2032</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Energia S.A. Nº 76/1999 Chavantes UHE SP/PR Paranapanema 414,0 168,9 22/09/1999 30/03/2032</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Energia S.A. Nº 76/1999 Salto Grande UHE SP/PR Paranapanema 73,8 49,7 22/09/1999 11/05/2032</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Energia S.A. Nº 76/1999 Capivara UHE SP/PR Paranapanema 643,0 328,6 22/09/1999 21/04/2032</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Energia S.A. Nº 76/1999 Taquaruçu UHE SP/PR Paranapanema 525,0 195,4 22/09/1999 19/04/2032</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Energia S.A. Nº 76/1999 Rosana UHE SP/PR Paranapanema 354,0 173,6 22/09/1999 15/04/2032</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Energia S.A. Nº 183/1998 Canoas I UHE SP/PR Paranapanema 82,5 51,5 30/07/1998 29/07/2037</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Energia S.A. Nº 183/1998 Canoas II UHE SP/PR Paranapanema 72,0 43,4 30/07/1998 26/07/2037</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Energia S.A. Nº 549/2002 Retiro PCH SP Sapucaí 16,0 8,1 10/10/2002 21/11/2034</p><p>Rio Paranapanema</p><p>Energia S.A. Nº 706/2002 Palmeiras PCH SP Sapucaí 16,5 8,1 18/12/2002 05/02/2049</p><p>Rio Canoas</p><p>Energia S.A. Nº 03/2010 Garibaldi UHE SC Canoas 191,9 84,9 14/12/2010 11/01/2051</p><p>Rio Verde</p><p>Energia S.A Nº 90/2002 Salto UHE GO Verde 116,0 63,2 11/12/2002 06/04/2046</p><p>Rio Paraná</p><p>Energia S.A. Nº 01/2016 Jupiá UHE SP/MS Paraná 1.551,2 844,9 05/01/2016 17/04/2047</p><p>Rio Paraná</p><p>Energia S.A. Nº 01/2016 Ilha Solteira UHE SP/MS Paraná 3.444,0 1.645,0 05/01/2016 18/04/2047</p><p>7.600,9 3.707,8</p><p>Em 10 de outubro de 2023 foi publicada a Resolução Autorizativa</p>
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