demonstrações contábeis regulatórias elektro eletricidade e

Demonstrações Contábeis Regulatórias

Elektro Eletricidade e Serviços S.A.

31 de dezembro de 2015com Relatório dos Auditores Independentes sobre asDemonstrações Contábeis Regulatórias

Edifício Trade TowerAv. José de Souza Campos, 9001º e 3º andares - Nova Campinas13092-123 - Campinas - SP - BrasilTel: +55 19 3322-0500Fax: +55 19 3322-0559ey.com.br

Uma empresa-membro da Ernst & Young Global Limited

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Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeisregulatóriasAos Administradores e Acionistas daElektro Eletricidade e Serviços S.A.Campinas - SP

Examinamos as demonstrações contábeis regulatórias da Elektro Eletricidade e Serviços S.A.(“Companhia”), que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2015 e asrespectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimôniolíquido regulatório e dos fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, assim como o resumodas principais práticas contábeis e demais notas explicativas. As demonstrações contábeisregulatórias foram elaboradas pela administração com base no Manual de Contabilidade do SetorElétrico - MCSE, aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL através da ResoluçãoNormativa nº 605, de 11 de março de 2014.

Responsabilidade da Administração pelas demonstrações contábeis regulatórias

A Administração é responsável pela elaboração e adequada apresentação dessas demonstraçõescontábeis de acordo com o MCSE, e pelos controles internos que a Administração determinou comonecessários para permitir a elaboração dessas demonstrações contábeis regulatórias livres dedistorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro.

Responsabilidade dos auditores independentes

Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeisregulatórias com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras einternacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento das exigências éticas pelosauditores e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoávelde que as demonstrações contábeis regulatórias estão livres de distorção relevante.

Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência arespeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações contábeis regulatórias. Osprocedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos dedistorção relevante nas demonstrações contábeis regulatórias, independentemente se causada porfraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para aelaboração das demonstrações contábeis regulatórias da Companhia para planejar procedimentos deauditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobrea eficácia dos controles internos da Companhia. Uma auditoria inclui, também, a avaliação daadequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pelaadministração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações contábeis regulatóriastomadas em conjunto.

Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossaopinião.

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Opinião

Em nossa opinião, as demonstrações contábeis regulatórias acima referidas apresentamadequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da ElektroEletricidade e Serviços S.A. em 31 de dezembro de 2015, o desempenho de suas operações e osseus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com o Manual de Contabilidadedo Setor Elétrico - MCSE, aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL através daResolução Normativa nº 605, de 11 de março de 2014.

Base de elaboração das demonstrações contábeis

Sem modificar nossa opinião, chamamos a atenção para a nota explicativa 3 às demonstraçõescontábeis regulatórias, que descreve as práticas contábeis específicas à elaboração dessasdemonstrações contábeis. As demonstrações contábeis regulatórias foram elaboradas para auxiliar aElektro Eletricidade e Serviços S.A. a cumprir os requisitos da ANEEL. Consequentemente, essasdemonstrações contábeis regulatórias podem não ser adequadas para outro fim.

Outros assuntos

A Elektro Eletricidade e Serviços S.A. preparou demonstrações financeiras separadas para oexercício findo em 31 de dezembro de 2015, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasile normas internacionais de relatórios financeiros (demonstrações financeiras societárias), sobre oqual emitimos relatório de auditoria independente separado, datado de 19 de fevereiro de 2016.

As demonstrações contábeis regulatórias para o exercício findo em 31 de dezembro de 2014,apresentadas para fins de comparabilidade, não foram examinadas por auditores independentes.

Campinas (SP), 29 de abril de 2016

ERNST & YOUNGAuditores Independentes S.S.CRC-2SP015199/O-6

Adilvo França JuniorContador CRC-1BA021419/O-4-T-SP

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Demonstrações Contábeis Regulatórias

Elektro Eletricidade e Serviços S.A.

31 de dezembro de 2015 e de 2014

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RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO REGULATÓRIO 2015

INTRODUÇÃO Apresentamos o Relatório da Administração Regulatório e as Demonstrações Contábeis Regulatórias da Elektro Eletricidade e Serviços S.A. (“Elektro”), do exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2015, elaborados de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, seguindo orientações do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico. MENSAGEM DO PRESIDENTE Com a confiança de que atuamos alinhados à nossa Visão, encerramos o ano de 2015 com motivos para acreditar que estamos no caminho certo. Sermos a empresa de energia elétrica mais admirada do País passa a ser mais que um objetivo; assume o papel de propósito! Fortalecemos nossas bases para prover aos nossos clientes serviços diferenciados. Nossa rentabilidade mostrou que é possível vencer a crise que o Brasil vive já há algum tempo e mostramos que o ânimo de nossas pessoas é de fato nosso maior diferencial. A Segurança, nosso Valor número um, foi tema prioritário, e em conjunto com as famílias de nossos colaboradores, criamos um sólido alicerce e incentivamos o comportamento seguro. A participação de todos – líderes, colaboradores e suas famílias – aliada aos constantes investimentos em tecnologia e ao aprimoramento de processos, permitiu encerrarmos o ano cumprindo nossa meta de zero acidente com afastamento. Esse é um marco que nos estimula a manter nosso compromisso com a segurança. Como signatários do Pacto Global, nossa gestão da sustentabilidade está em constante evolução e segue como prioridade estratégica. Ao longo de 2015, a estruturação da Diretoria de Sustentabilidade e Relações Humanas nos ajudou a aprimorar o direcionamento da estratégia de sustentabilidade. Definimos um ambicioso plano e nos comprometemos a ser, com os mesmos recursos ambientais, financeiros e humanos, quatro vezes mais eficientes até 2020 na comparação com o início de nossa jornada, em 2010. Esses serão de fato dez anos de trabalho de um time apaixonado que está provando que o maior sinônimo de sustentabilidade é eficiência. Nosso desempenho no período de grandes desafios econômicos também reflete a assertividade da cultura organizacional, fundamentada na Filosofia de Gestão mais moderna e participativa. Ela está diretamente relacionada ao engajamento das pessoas, e nos mostra que ser feliz no ambiente de trabalho impulsiona aprimoramentos constantes nos negócios, agregando valor a todos. Como resultado do compromisso com todos os nossos stakeholders, fomos reconhecidos, pela quinta vez pelo Great Place to Work e pela Você S/A como a Melhor Empresa para Trabalhar no País. Ainda em 2015, o GPTW nos elegeu a Melhor Empresa para Trabalhar da América Latina em um ranking composto por outras 2.294 organizações. Comemoramos também a conquista do Prêmio Abradee de Melhor Distribuidora de Energia Elétrica da Região Sudeste na categoria Melhor Gestão Operacional e o Selo Pró-Ética, recebido da Controladoria Geral da União (CGU) e do Instituto Ethos, por estarmos entre as empresas mais comprometidas com a ética no Brasil. Obtivemos ainda em 2015 o título de Empresa mais Sustentável no Setor de Energia e de Empresa Cidadã pelo Guia Exame de Sustentabilidade. Essas são demonstrações de que, com gestão transparente, qualidade e produtividade, é possível inovar e superar desafios. Nosso propósito nos levou a seguir, mesmo em um ano marcado por instabilidade econômica, com o plano de investimentos para a manutenção e expansão da rede elétrica: foram R$ 341,6 milhões, incremento de 8,0% em relação ao valor registrado em 2014.

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Como concessionária de serviços públicos, investir nos ativos sob nossa gestão é mais do que um dever; é um compromisso com toda a sociedade brasileira, destacado por nosso órgão regulador na 4ª Revisão Tarifária ocorrida em 2015. Durante o processo, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) reconheceu a boa gestão dos nossos recursos nos últimos quatro anos. A metodologia utilizada na revisão também representou avanços importantes na estrutura da regulação da distribuição, como o aumento da remuneração do capital (WACC), de 7,50% para 8,09%, e o reconhecimento integral dos investimentos realizados por nós. Isso assegura a estabilidade de regras e o respeito aos contratos, refletindo o elevado nível de eficiência operacional por nosso constante empenho no programa de eficiências operacionais. Nesse cenário, alcançamos EBITDA1 de R$ 698,7 milhões e lucro líquido2 de R$ 256,7 milhões, resultados que, em um ano de cenário econômico adverso e redução no consumo de energia, mostram o comprometimento de um time focado na gestão eficiente de recursos e na inovação da operação e da gestão. Com esse desempenho, 2015 ficará marcado como mais um ano em que superamos desafios e fomos reconhecidos pelos resultados da expansão de nossa Filosofia de Gestão e pela concretização da sustentabilidade – nosso maior legado a toda a sociedade. Seguiremos com foco na inovação e eficiência alinhadas a uma gestão humanizada, que conta com o apoio e a dedicação dos nossos colaboradores, parceiros comerciais, acionistas e demais públicos que decidiram acreditar, praticar, melhorar e compartilhar o que têm de melhor. Esse é o caminho para sermos a fonte de energia que transformará o mundo em que vivemos. Marcio Fernandes | Diretor-Presidente da Elektro Eletricidade e Serviços S.A. 1 Considera EBITDA com base na Demonstração Financeira Regulatória do exercício de 2015. Na Demonstração Financeira Societária o EBITDA em 31/12/2015 foi R$ 831,4 milhões. 2 Considera Lucro Líquido com base na Demonstração Financeira Regulatória do exercício de 2015. Na Demonstração Financeira Societária o Lucro Líquido em 31/12/2015 foi R$ 371,2 milhões.

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1. ÁREA DE ATUAÇÃO DA ELEKTRO A Elektro Eletricidade e Serviços S.A. (“Elektro” ou “Companhia”) é uma concessionária de serviços públicos e atua na distribuição de energia elétrica para mais de de 2,5 milhões de unidades consumidoras em uma área de concessão de 120 mil km2, na qual residem cerca de 6 milhões de pessoas. A abrangência, a dispersão geográfica e a diversidade socioeconômica são características marcantes da área de concessão da Elektro, que contempla 228 municípios, sendo 223 no Estado de São Paulo e 5 no Estado do Mato Grosso do Sul, conforme quadro abaixo.

2. CANAIS DE ATENDIMENTO A Elektro mantém canais de atendimento aos consumidores e população: - Central de Relacionamento ao Cliente: pelos telefones 0800 701 01 02 (baixa tensão), 0800 701 01 03 (média e alta tensão), 0800 701 01 55 (portadores de deficiência auditiva e de fala); - Website: elektro.com.br; - E-mail: [email protected] (baixa tensão), [email protected] (média e alta tensão), [email protected] e [email protected]; - Chat; e - SMS. 3. ATENDIMENTO AOS ACIONISTAS A Elektro mantém um canal de comunicação com o mercado pelo website ri.elektro.com.br, pelo endereço eletrônico [email protected] ou pelo telefone (19) 2122-1487.

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4. A ELEKTRO E O MERCADO DE CAPITAIS A Elektro Eletricidade e Serviços S.A. (“Elektro” ou “Companhia”) é uma sociedade anônima de capital aberto, registrada na Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) e listada na BM&FBovespa S.A. – Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros sob os códigos EKTR3 (ações ordinárias) e EKTR4 (ações preferenciais). Do total de ações emitidas e em circulação, 0,32% são negociadas no mercado. Em 31 de dezembro de 2015, o capital social da Elektro era de R$ 952,5 milhões, divididos em 91,9 milhões de ações ordinárias e 101,9 milhões de ações preferenciais, conforme tabela a seguir:

A política atualmente praticada pela Elektro para distribuição de dividendos e juros sobre capital próprio aos seus acionistas é de 100% do lucro societário disponível3 do exercício, considerando que em 2012 a Companhia atingiu o limite de constituição das Reservas, de acordo com o disposto no Art. 193 § 1º da Lei 6.404/76. 5. AMBIENTE ECONÔMICO

A economia global em 2015 viveu períodos de alta volatilidade, sobretudo nos mercados emergentes. No Brasil, o cenário foi desafiador, em um ambiente inflacionário, atrelado ao recuo da atividade industrial e avanço na taxa de desemprego. As incertezas políticas e econômicas do ambiente brasileiro atual desfavoreceram a retomada do crescimento do país. Como forma de mitigar os efeitos causados por esta instabilidade econômica, foram implementadas ações de tentativa de ajuste fiscal para reequilibrar as contas públicas e elevação dos juros, visando a recuperação do nível de confiança da economia brasileira. O Comitê de Política Monetária (Copom) elevou a taxa básica de juros (SELIC) ao longo de 2015, atingindo o patamar de 14,25%, que se mantém desde julho de 2015. Já o Conselho Monetário Nacional (CMN) elevou a Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP), principal indexador de empréstimos do BNDES, de 6,0% para 7,0% ao ano. A partir de janeiro de 2016, a TJLP passou a vigorar em 7,5% ao ano (fixada até junho de 2016). O Índice Geral de Preços ao Mercado (IGP-M) registrou 10,54% a.a. no acumulado de 2015, incremento de 6,86 p.p., quando comparado com o mesmo período de 2014. Com relação ao Índice Geral de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), o indicador apresentou inflação de 10,67% a.a., variação positiva de 4,27 pontos percentuais sobre o encerramento de 2014. Para ambos os índices, a inflação medida no acumulado de 2015 decorre principalmente do aumento de preços livres e administrados, em destaque para alimentação, bebida e serviços. A moeda brasileira fechou o ano de 2015 com desvalorização de 47,01% frente ao dólar norte-americano e foi cotada a R$ 3,9048/US$ em 31 de dezembro de 2015.

3 Lucro Líquido Societário ajustado pela reclassificação do plano de pensão. Os valores ajustados contra resultados abrangentes, conforme parágrafo 120 C do CPC 33 (R1), são reconhecidos imediatamente em lucros ou prejuízos acumulados e apresentados na Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido.

Ações Ordinárias Ações Preferenciais Total de Ações

Qtde. Part (%) Qtde. Part (%) Qtde. Part (%)

Iberdrola Brasil S.A. 91.855.825 99,97% 101.279.596 99,41% 193.135.421 99,68%

Acionistas Minoritários 25.147 0,03% 598.697 0,59% 623.844 0,32%

Total 91.880.972 100,00% 101.878.293 100,00% 193.759.265 100,00%

Participação sobre o total de

Ações47,42% 52,58% 100,00%

COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA EM 31/12/2015

Acionista

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Para o comércio exterior brasileiro, segundo apuração do MDIC (Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio), o saldo acumulado da Balança Comercial em 2015 foi um superávit de US$ 19,7 bilhões, superando o déficit alcançado em 2014, de US$ 3,9 bilhões. Ao longo do ano de 2015, as exportações somaram US$ 191,1 bilhões, enquanto as importações somaram US$ 171,4 bilhões. Apesar da queda das exportações, o recuo mais acentuado das importações garantiu um saldo comercial positivo. O PIB do país recuou 3,8% ao longo de 2015, causado, principalmente pela queda da produção industrial e retração do investimento em setores como construção civil, infraestrutura, automobilístico e linha banca. Em setembro de 2015, a agência de classificação de risco Standard & Poor’s rebaixou o rating soberano brasileiro. Posteriormente, em dezembro de 2015, a Fitch Ratings fez seu segundo rebaixamento à nota de crédito de longo prazo do Brasil, passando de BBB- para BB+, quando o país deixou de ser grau de investimento. E, em fevereiro de 2016, a Standard & Poor’s fez novo rebaixamento ao rating soberano do país, que passou a ser BB. Para ambas as agências, os rebaixamentos decorrem do elevado endividamento público e de incertezas e riscos nos âmbitos econômico, fiscal e político. Em 2015, o Brasil atraiu cerca de R$ 75,1 bilhões em Investimento Direto Estrangeiro (comparado a R$ 96,9 bilhões em 2014), demonstrando que o país ainda mantém a atratividade para os investidores estrangeiros. Os indicadores econômicos que mais influenciam os resultados da Elektro apresentaram a seguinte evolução:

(*) Cotação no encerramento do período. 6. CENÁRIO DO SETOR ELÉTRICO E AMBIENTE REGULATÓRIO Desde 2013, a ANEEL tem anunciado medidas para minimizar os impactos financeiros às distribuidoras, causados pela estiagem e pelos atrasos da entrada em operação de novas usinas geradoras. Dentre as medidas anunciadas, destaca-se a assinatura do Sétimo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, celebrado em dezembro de 2014, a partir do qual os custos adicionais com a compra de energia, bem como os demais itens de Parcela A, passaram a ser contabilizados nas demonstrações financeiras societárias da Companhia, refletindo, assim, sua real situação econômica. Relativos a estes itens, foram contabilizados na contabilidade societária os montantes de R$ 562,4 milhões em 2015 e R$ 399,7 milhões em 2014, tendo em vista que a constituição em 2014 na Demonstração Financeira Societária considerou todo o saldo ao qual a empresa tinha o direito de recebimento ou o dever de devolução aos consumidores, ainda que o período de competência fosse relativo a anos anteriores. Por outro lado, como tais variações de custo sempre foram registradas na Demonstração Contábil Regulatória, o valor de R$ 376,0 milhões (apresentado no item 8.2 desse relatório) refere-se apenas a constituição relativa ao ano de 2014. Em 2015, também temos uma menor constituição, R$ 508,9 milhões, em função do tratamento de contabilização da Conta no Ambiente de Contratação Regulada (Conta ACR), no montante de R$ 54,5 milhões, que na contabilidade regulatória é tratada como uma redutora de custo e não como ativo financeiro setorial, como na societária. Esta Conta no Ambiente de Contratação Regulada (Conta ACR) foi o mecanismo governamental criado para trazer maior estabilidade financeira ao setor através de repasses na modalidade de empréstimos,

2015 2014 Variação

Taxa de Câmbio R$/US$ (*) 3,9048 2,6562 1,2486 Valorização / (desvalorização) cambial - Real em relação ao Dólar -47,01% -13,39% -33,62 p.p.IGP-M (Índice Geral de Preços do Mercado) 10,54% 3,69% 6,85 p.p.IPCA (Índice de Preços ao Consumidor Amplo) 10,67% 6,41% 4,26 p.p.CDI (Certificado de Depósitos Interbancários) 13,24% 10,84% 2,4 p.p.TJLP (Taxa de Juros de Longo Prazo) 6,38% 5,12% 1,26 p.p.

IndicadoresVariação Acumulada

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firmados junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) com participação de instituições financeiras. Entre 2014 e 2015, a Elektro recebeu R$ 1,12 bilhão destes recursos, dos quais R$ 54,5 milhões, referentes às competências de novembro e dezembro de 2014 foram recebidos em março de 2015. Outras duas medidas anunciadas pela ANEEL em 2015, que também contribuíram para minimizar o impacto de elevações do custo de energia no caixa das distribuidoras, foram (i) a implementação das Bandeiras Tarifárias e (ii) a Revisão Tarifária Extraordinária. As Bandeiras Tarifárias foram implementadas a partir de janeiro de 2015 e têm como objetivo sinalizar ao consumidor, por meio de tarifas diferenciadas, o custo efetivo com a geração de energia e, ainda, por meio deste sinal econômico, estimular o uso consciente de energia, minimizando os efeitos dos reajustes tarifários anuais. O mecanismo de funcionamento das Bandeiras Tarifárias é detalhado no item 6.5 deste relatório. A Revisão Tarifária Extraordinária, com efeitos a partir de março de 2015, tem o objetivo de restabelecer o equilíbrio econômico-financeiro das distribuidoras de energia, tendo em vista o aumento de encargos de CDE e dos custos de geração de energia. O detalhamento da Revisão Tarifária Extraordinária está descrito no item 6.2 deste relatório. 6.1. Quarto Ciclo de Revisão Tarifária O Contrato de Concessão estabelece que a Elektro deve passar pelo processo de Revisão Tarifária a cada quatro anos. A Revisão Tarifária tem como objetivo preservar o equilíbrio econômico-financeiro da concessão, assegurando uma tarifa justa para os consumidores, estimulando o aumento da eficiência e a qualidade do serviço prestado pela Distribuidora, além de preservar a atratividade financeira para os investidores. A metodologia definitiva para o 4º ciclo de revisões tarifárias possibilitou a elevação do WACC (líquido de impostos) de 7,50% (no 3º ciclo de revisões tarifárias) para 8,09% e representou avanços importantes na estrutura da regulação de distribuição, contribuindo para a consolidação do modelo regulatório do setor elétrico brasileiro, assegurando a estabilidade de regras e o respeito aos contratos, por meio de um processo transparente e participativo. A Quarta Revisão Tarifária da Elektro foi concluída no dia 27 de agosto de 2015, homologada pela Resolução nº 1.944 da ANEEL de 25 de agosto de 2015, utilizando as metodologias recentemente aprovadas pela ANEEL: Custos operacionais; Perdas Técnicas e Não Técnicas de Energia; Base de Remuneração Regulatória (BRR); Custo de Capital – WACC; Fator X; Outras Receitas e Receitas Irrecuperáveis, a qual resultou em uma elevação média nas tarifas de 4,20%. Este resultado reflete, de forma positiva, o elevado nível de eficiência operacional da Elektro, conquistado ao longo dos últimos quatro anos, com a implantação de um modelo de gestão baseado na busca constante de eficiências, por meio de inovações e melhoria contínua de processos, que acarretou no reposicionamento da Elektro no modelo de benchmarking regulatório (94% no 4º ciclo, contra 69% no 3º ciclo), com o consequente reflexo em maior cobertura tarifária de seus custos operacionais. Nesta Revisão, a Elektro também obteve o reconhecimento integral de seus investimentos realizados durante o último ciclo tarifário, resultado de mudanças nos processos de planejamento, execução, apontamento, capitalização e ativação de obras, bens e serviços, em implantação desde 2009 e concluído neste ciclo. Estas mudanças, fundamentalmente baseadas no uso de novas tecnologias, em campo e no back office, e no apontamento de horas das equipes operacionais, através de dispositivos integrados aos sistemas técnicos e transacionais, foram cruciais para obtenção de integral reconhecimento tarifário dos investimentos realizados. 6.2. Revisão Tarifária Extraordinária Conforme previsto no Contrato de Concessão, a Revisão Tarifária Extraordinária (RTE) deve ser aplicada para garantir o equilíbrio econômico e financeiro das distribuidoras de energia. Diante da elevação dos custos com a compra de energia de Itaipu, o preço praticado no 14º Leilão de Energia Existente e no 18º Leilão de Ajuste e do aumento da cota anual do encargo da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), a Elektro solicitou uma RTE de forma a não ocasionar um

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descompasso expressivo em seu caixa, a qual foi aprovada em 2 de março de 2015, com índice médio de 24,25% para seus consumidores. 6.3. Decretos nº 7.891/13, nº 7.945/13, nº 8.203/14 e nº 8.221/14 Em 2013, o Governo Federal, dentre outras medidas, emitiu os Decretos nº 7.891 e nº 7.945, que incluíram a possibilidade de repasses de recursos da CDE para neutralizar a exposição das concessionárias de distribuição no mercado de curto prazo e cobrir o custo adicional decorrente do despacho de usinas termelétricas. Em março de 2014, foi publicado o Decreto nº 8.203, que alterou o Decreto nº 7.891/13. O novo decreto possibilitou a utilização dos recursos da CDE para neutralizar também a exposição involuntária decorrente da compra frustrada no leilão de energia proveniente de empreendimentos existentes, realizado em dezembro de 2013. O repasse destes recursos referiu-se apenas à competência de janeiro de 2014 e o montante repassado para a Companhia, conforme Despacho ANEEL nº 515/14, foi de R$ 100,2 milhões. Ainda atuando de forma a reduzir os impactos informados anteriormente, em 1º de abril de 2014 foi publicado o Decreto nº 8.221/14, que criou a Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR com o objetivo de cobrir, total ou parcialmente, as despesas de exposição involuntária no mercado de curto prazo e despacho de térmicas vinculadas a CCEARs, na modalidade de disponibilidade. Além disso, esse Decreto normatizou o procedimento da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) para contratação de empréstimos junto a bancos, a fim de obter os fundos necessários para viabilizar os pagamentos às empresas distribuidoras do incremento de custos de energia aos quais estiveram expostas devido aos fatores anteriormente mencionados. Subsequentemente, em 16 de abril de 2014, a ANEEL emitiu a Resolução nº 612/14 e, em 22 de abril de 2014, o Despacho nº 1.256/14, detalhando o funcionamento da CONTA-ACR e homologando os valores repassados pela CCEE às empresas distribuidoras, relativamente à competência de fevereiro de 2014. Em 25 de abril de 2014, foi assinado um Contrato de Financiamento da Operação ACR – Ambiente de Contratação Regulada pela CCEE, junto a diversas instituições financeiras, com limite total de até R$ 11,2 bilhões, repassados às distribuidoras que incorreram nos custos adicionais descritos acima. Tendo em vista que tal montante se mostrou insuficiente para a finalidade desejada, em 15 de agosto de 2014 foi assinado novo Contrato de Financiamento no valor adicional de R$ 6,6 bilhões. Os custos cobertos por essa operação foram parcialmente suficientes e compreenderam o período de fevereiro a outubro de 2014, no montante de R$ 963,2 milhões, recebido até dezembro de 2014. Em março de 2015, foi celebrado um novo contrato para a terceira parcela do empréstimo, para cobertura dos custos de novembro e dezembro de 2014, no valor de R$ 3,4 bilhões com prazo de amortização de 54 meses e taxa de CDI + 3,15% ao ano. Este novo contrato também alterou as duas operações anteriores, postergando o vencimento de outubro de 2017 para abril de 2020 e ajustou a taxa de juros antes fixada em CDI + 2,525% ao ano para CDI + 2,90% ao ano. Ainda, em março de 2015, através do Despacho ANEEL nº 773/15, a Elektro recebeu o montante de R$ 54,5 milhões para cobertura dos custos incorridos no período de novembro e dezembro de 2014. A CCEE vem liquidando esse compromisso financeiro com o recebimento das parcelas vinculadas ao pagamento das obrigações de cada distribuidora junto aos bancos. Essas parcelas são estabelecidas pela ANEEL para pagamento mensal de cada empresa distribuidora de energia e não possuem nenhuma vinculação com o valor de reembolso recebido por meio da operação de empréstimo captado pela CCEE. Adicionalmente, a Elektro não disponibilizou nenhuma garantia direta ou indireta para esse contrato. Em 2015, todas as distribuidoras iniciaram o repasse nas tarifas a partir do mês de seu reajuste ou revisão tarifária, para que a CCEE pudesse liquidar seu compromisso junto aos bancos. Desta forma, através da Resolução Normativa nº 1.863/15, a ANEEL homologou para a Elektro um incremento na tarifa equivalente a R$ 26 milhões por mês que será repassado à CCEE no período de agosto de 2015 até fevereiro de 2020. Este valor será atualizado para os exercícios posteriores. Até dezembro de 2015, a empresa realizou pagamentos no montante de R$ 104,0 mil.

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Em julho de 2015, a Associação Brasileira de Consumidores de Energia (ABRACE) questionou em Juízo o pagamento de alguns itens que compõem a CDE e a sua forma de rateio proporcional ao consumo dos clientes, obtendo uma liminar que permitiu a isenção parcial do pagamento desse encargo para os seus associados. Após a abertura da Audiência Pública nº 057/15, a diretoria da ANEEL em reunião realizada em 25 de setembro de 2015 fixou as novas tarifas para os associados da ABRACE, e as publicou por intermédio da Resolução Homologatória nº 1.967/15, cuja aplicação deveria ser retroativa a 3 de julho de 2015, a fim de dar cumprimento à ordem judicial. Como esse impacto na arrecadação prevista para o encargo não recebeu a correspondente diminuição na cota de aportes para a CDE de cada distribuidora, e para evitar um desequilíbrio financeiro para o setor de distribuição, a ABRADEE ingressou em Juízo e obteve, dia 12 de dezembro de 2015, a permissão para deduzir do saldo a pagar de CDE no montante de R$ 2,5 milhões, que deixou de ser faturado devido à liminar da ABRACE. Para a diferença entre o valor original da cota de CDE e ao faturado pela empresa até a data de 11 de dezembro de 2015 foi constituída uma CVA, que será contemplada no próximo reajuste tarifário de 2016, conforme cláusula prevista no contrato de concessão. 6.4. Contas a Receber Eletrobrás Conforme Lei nº 12.783/13 e Decreto nº 7.891/13, a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) deve suportar os subsídios tarifários relativos aos descontos concedidos na tarifa pelas Distribuidoras de Energia Elétrica, de forma a manter o equilíbrio econômico-financeiro de seus contratos de concessão. O mecanismo de ressarcimento concedido às distribuidoras ocorre através de repasses operacionalizados pelas Centrais Elétricas Brasileiras (Eletrobrás). Como a Elektro não vinha recebendo da Eletrobrás a integralidade dos repasses dos valores de subsídios, e em contrapartida vinha recolhendo normalmente sua cota mensal à CDE, em 6 de agosto de 2015 a Companhia ingressou em Juízo e obteve ordem liminar permitindo que fossem deduzidos dos pagamentos devidos à CDE os valores não repassados pela Eletrobrás e já vencidos, o que gerou um benefício de caixa em 2015 no montante de R$ 211,4 milhões. 6.5. Bandeiras Tarifárias A Resolução Normativa nº 547, de 16 de abril de 2013, estabeleceu os procedimentos comerciais para aplicação do sistema de Bandeiras Tarifárias, cujos valores são publicados pela ANEEL a cada mês em despachos, tendo entrado em vigor a partir de janeiro de 2015. Este sistema tem como finalidade indicar se a energia custará mais ou menos, em função das condições de geração de energia elétrica, para cobrir os custos adicionais de geração térmica, os custos com compra de energia no mercado de curto prazo, Encargo de Serviços de Sistema - ESS e risco hidrológico. Nos meses de janeiro e fevereiro os valores acrescidos pelas bandeiras amarelas e vermelhas foram R$ 15/MWh e R$ 30/MWh e, a partir de 2 de março, foram atualizados para R$ 25/MWh e R$ 55/MWh, respectivamente. Em 28 de agosto de 2015 foi aprovada pela ANEEL, através da Audiência Pública nº 053/2015, a redução do valor de bandeira vermelha de R$ 55/MWh para R$ 45/MWh, a ser aplicada a partir de 1º de setembro de 2015. Já em janeiro de 2016, foi aprovada pela ANEEL na Audiência Pública nº 081/2015, a criação de dois patamares para a bandeira vermelha e a redução do valor da bandeira amarela. Com isso, os valores finais determinados foram de R$15/MWh para bandeira amarela, R$30/MWh para bandeira vermelha patamar 1 e R$45/MWh para bandeira vermelha patamar 2, com vigência a partir de 1º de fevereiro de 2016. Desde sua aplicação inicial, perdurou o regime de bandeira vermelha até dezembro de 2015. Já em 2016, foi aplicada a bandeira vermelha em janeiro no patamar 2, fevereiro no patamar 1 e em março a amarela. Em fevereiro de 2015, foi criada através do Decreto nº 8.401, a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (CCRBT), cuja função é centralizar o recolhimento dos recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias e apurar qual a diferença entre este total faturado e a cobertura tarifária de cada agente de distribuição. De posse dessas informações, é feito um rateio para equalizar entre todos os agentes o efeito desta arrecadação. Em 2015, após rateio da CCRBT, o montante a ser recebido antecipadamente pela Elektro era R$ 539,0 milhões via aplicação das Bandeiras Tarifárias, sendo R$ 557,0 milhões recebidos através do faturamento das contas de energia parcialmente compensados pelo pagamento à CCRBT no montante de R$ 18,0 milhões.

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O mecanismo das Bandeiras Tarifárias, de maneira complementar a Revisão Tarifária Extraordinária, tem como objetivo preservar o equilíbrio econômico-financeiro das distribuidoras. As variações de custos remanescentes são registradas na CVA para inclusão no próximo processo de reajuste tarifário. 7. DESEMPENHO COMERCIAL

7.1. Fornecimento de Energia a Clientes Cativos e Livres No ano de 2015 a Elektro forneceu 12.537 GWh de energia elétrica a clientes finais, representando uma redução no consumo de 2,9% quando comparado ao mesmo período do ano anterior (12.917 GWh). Já a redução do consumo dos clientes livres da sua área de concessão foi de 9,7%. Deste modo, o mercado total decresceu 4,5%, conforme demonstrado a seguir:

A classe industrial cativa apresentou redução de consumo de 3,7% em 2015, quando comparada ao ano anterior, principalmente pelo cenário econômico adverso. Considerando a totalidade dos clientes industriais nos mercados livre e cativo, a redução do consumo foi de 6,0% na comparação de igual período do ano anterior. Esta variação, apesar de negativa, foi menos acentuada que o movimento econômico nacional, que, segundo os dados da Produção Industrial do IBGE, apresentou redução de 8,3% em 2015. Com o fechamento do ano, o consumo na classe residencial apresentou redução de 2,8%, principalmente pelos fatores (i) retração do mercado de trabalho e consequente diminuição de renda, (ii) programa de uso consciente da energia elétrica e (iii) efeito de reajustes das tarifas.

2014 / 2015

2011 2012 2013 2014 2015 Var. %

Residencial 3.789,0 3.934,3 4.135,2 4.365,7 4.242,0 -2,8%

Industrial 4.122,8 3.642,1 3.668,5 3.628,9 3.492,9 -3,7%

Comercial 1.980,0 2.222,1 2.356,3 2.551,3 2.546,9 -0,2%

Rural 917,5 936,6 963,6 1.061,9 967,1 -8,9%

Poder Público 299,7 317,7 315,0 334,0 322,9 -3,3%

Iluminação Pública 443,2 456,5 448,3 466,4 476,2 2,1%

Serviços Públicos 455,7 464,8 549,0 509,2 489,4 -3,9%

Total de Fornecimento de Energia a Clientes Cativos

12.007,9 11.974,1 12.435,8 12.917,4 12.537,3 -2,9%

Consumo de Energia Elétrica pelos Clientes Livres

3.443,7 3.967,4 4.085,5 3.929,7 3.550,1 -9,7%

Total de Energia Elétrica pelos Clientes (Cativos + Livres)

15.451,6 15.941,5 16.521,3 16.847,1 16.087,4 -4,5%

Fornecimento de EnergiaGWh

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A redução no consumo de 8,9% na classe rural no ano é resultado do aumento do volume de chuvas verificado ao longo do ano de 2015 (que implica na redução do uso do sistema de irrigação). A classe de serviços públicos apresentou redução de 3,9% no consumo do ano de 2015. O impacto negativo deve-se a redução do consumo dos clientes responsáveis pelo bombeamento de água, que desde março de 2014, vem diminuindo o volume de operação em função do baixo nível dos reservatórios, ainda não estabilizados aos níveis históricos, mesmo com o aumento no volume de chuvas no período. No mês de dezembro de 2015, a Elektro ultrapassou os 2,5 milhões de clientes atendidos através de 64 mil novas ligações no ano, representando incremento de 2,6% em relação a 2014. No mercado livre, a Elektro faturou 124 clientes contra 117 faturados do ano anterior. O crescimento vegetativo da população da área de concessão e, consequentemente, do número de domicílios ligados à rede elétrica, foram responsáveis pelo aumento na base de clientes da Elektro.

7.2. Contratos de Compra de Energia Pelo atual marco regulatório a contratação de energia pelas distribuidoras, ocorre principalmente através de leilões regulados pela ANEEL. Para suprir parte do mercado de 2015 e dos próximos anos, a Elektro participou dos seguintes leilões:

(i) 14º Leilão de Energia Existente A-1 ocorrido em 5 de dezembro de 2014, com a aquisição de 27,96 MWmed e início de suprimento a partir de janeiro de 2015;

(ii) 18º Leilão de Ajuste, ocorrido em 15 de janeiro de 2015 com a aquisição de 51,3 MWmed, sendo 4,5 MWmed com período de suprimento de 1º de janeiro a 31 de março de 2015 e 46,7 MWmed com período de suprimento de 1º de janeiro a 30 de junho de 2015; e

(iii) 3º Leilão de Fontes Alternativas, ocorrido em 27 de abril de 2015, com aquisição de 0,41 MWmed e início de suprimento a partir de 1º de julho de 2017.

Em 2015, o suprimento de energia (em GWh) para a Elektro foi realizado (i) 58,3% por meio de contratos provenientes de Leilões de Energia no Ambiente Regulado, (ii) 20,3% da energia compulsória proveniente de Itaipu, (iii) 2,6% decorreram de compras no mercado spot, (iv) 2,1% de empreendimentos participantes do Programa de Incentivo a Fontes Alternativas (Proinfa) e (v) 16,7% provenientes de outras fontes, tais como Contratos de Cotas decorrentes das novas regras estabelecidas pela Lei 12.783/13 e também por compra de energia de Geração Distribuída.

2011 2012 2013 2014 2015

Residencial 1.919.087 1.951.857 2.011.923 2.073.314 2.133.559 Industrial 24.080 23.914 23.360 23.327 23.128 Comercial 159.181 177.862 182.026 186.010 187.851 Rural 127.536 128.924 129.466 130.271 131.328 Poder Público 16.971 17.463 17.789 17.999 18.528 Iluminação Pública 3.915 4.514 4.684 5.055 5.283 Serviços Públicos 2.965 3.096 3.174 3.284 3.421

Total de Consumidores 2.253.735 2.307.630 2.372.422 2.439.260 2.503.098

Variação 3,1% 2,4% 2,8% 2,8% 2,6%

Classe de consumidoresNúmero de Consumidores

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Com a alocação de novas cotas de garantia física a partir de julho de 2015 e a queda do mercado de energia neste ano, a Elektro, que ao longo do ano apresentou insuficiência contratual, encerrou o ano com 100,97% das necessidades de energia contratada, portanto, dentro do limite para repasse integral às tarifas.

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8. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

8.1. Receita no fornecimento de energia elétrica A Receita Bruta decorrente do fornecimento de energia elétrica a clientes cativos da Elektro no exercício de 2015 registrou R$ 5,6 bilhões, incremento de 57,9% quando comparado com 2014 (R$ 3,5 bilhões). As variações devem-se especialmente a:

(i) Reajuste tarifário aplicado a partir de 27 de agosto de 2014, cujo efeito médio percebido pelo consumidor é um incremento de 37,78% nas tarifas praticadas;

(ii) Revisão extraordinária nas tarifas aplicadas a partir de 02 de março de 2015, com incremento médio percebido pelo consumidor de 24,25%; e

(iii) Revisão Tarifária a partir de 27 de agosto de 2015, com reajuste médio aplicado nas tarifas de 4,20%.

Estes efeitos foram parcialmente compensados pela queda de 4,5% no mercado em relação ao ano anterior, considerando o total da área de concessão. Esta queda foi motivada, principalmente, pelos seguintes fatores: (i) retração do mercado de trabalho e consequente diminuição de renda, (ii) desaceleração da produção industrial, (iii) programa de incentivo ao uso consciente de energia e (iv) efeitos do reajuste das tarifas sobre o consumo.

Calculada com base na receita bruta sobre o fornecimento de energia a clientes cativos (em MWh), a tarifa média de fornecimento de energia elétrica em dezembro de 2015 foi de R$ 437,38/MWh, incremento de cerca de 63,1% com relação a dezembro de 2014, especialmente causado pelos efeitos de revisões e reajuste tarifários mencionados acima.

2015 2014 Variação %

Residencial 2.006,0 1.290,6 55,4%

Industrial 1.534,2 954,0 60,8%Comercial 1.182,1 725,2 63,0%

Rural 283,3 178,6 58,7%

Outros 585,7 392,0 49,4%

Total 5.591,4 3.540,4 57,9%

Classe de consumidoresReceita bruta em R$ milhões

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8.2. Resultado Econômico-Financeiro

A Receita Operacional Bruta da Elektro registrou R$ 9,1 bilhões em 2015, com incremento de 49,2% quando comparado com 2014 (R$ 6,1 bilhões). As variações são decorrentes dos Reajustes e Revisões tarifárias explanados no item 8.1 Receita no fornecimento de energia elétrica, parcialmente compensados pela queda de mercado de 4,5%. As deduções às Receitas Operacionais evoluíram de R$ 2.335,0 milhões entre os anos de 2014 e 2015, registrando aumento de 137,7%. Esta variação deve-se, principalmente, aos reajustes no encargo de Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, que passou a incorporar os aumentos requeridos (i) para recomposição do Fundo, utilizado nos anos de 2013 e 2014, e (ii) para que as distribuidoras pudessem repassar à CCEE os valores necessários para a amortização dos empréstimos (Contratos de Financiamento da Operação ACR), fechados ao longo de 2014 e 2015. Ressalta-se que esta variação está compensada nas linhas de Venda de Energia a Clientes Finais e Ativos e Passivos Financeiros Setoriais, tendo efeito neutro no resultado. Com isto, a Receita Operacional Líquida cresceu 14,9%, passando de R$ 4.376,0 milhões para R$ 5.028,4 milhões em 2015 (R$ 652,4 milhões). Caso o mercado apresentasse crescimento, esta evolução seria mais acentuada.

Residencial 472,90

Industrial 439,25

Comercial 464,13

Rural 292,96

Poder público 427,08

Iluminação pública 289,16

Serviço público 413,22

Tarifa média 437,38

Tarifa média faturada(R$ /MWh)

Classe de consumidores

�� R$ �� %Venda de Energia Clientes Finais 5.591,4 3.540,4 2.051,0 57,9%Receita pelo Uso do Sistema de Distribuição 2.621,2 1.767,8 853,3 48,3%Ativos e Passivos Financeiros Setoriais 508,9 376,0 132,9 35,4%Subvenção Baixa Renda 230,2 223,3 6,8 3,1%Outras Receitas 107,8 164,5 (56,6) -34,4%

Receita Operacional Bruta 9.059,4 6.072,0 2.987,5 49,2%

Deduções às Receitas Operacionais (4.031,0) (1.696,0) (2.335,0) 137,7%Tributos e Encargos (2.239,8) (1.585,6) (654,2) 41,3%Encargos - Parcela "A" (1.791,2) (110,4) (1.680,8) 1522,7%

Receita Operacional Líquida 5.028,4 4.376,0 652,4 14,9%

Custos não gerenciáveis - Parcela "A" (3.667,6) (3.012,5) (655,1) 21,7%Energia elétrica comprada para revenda (3.113,1) (2.670,9) (442,3) 16,6%Encargo de Transmissão, Conexão e Distribuição (554,5) (341,6) (212,9) 62,3%

Resultado dos custos não gerenciáveis 1.360,8 1.363,5 (2,7) -0,2%

Custos gerenciáveis - Parcela "B" (912,8) (778,1) (134,7) 17,3%Gastos e Despesas Operacionais (662,2) (565,8) (96,4) 17,0%Depreciação e amortização (250,7) (212,3) (38,3) 18,1%

Resultado da Atividade da Concessão 448,0 585,4 (137,4) -23,5%

EBITDA 698,7 797,7 (99,0) -12,4%

Resultado Financeiro (153,8) (68,4) (85,5) 125,1%

Lucro Líquido 256,7 387,7 (131,0) -33,8%

Demonstração de Resultados (R$ milhões) 31/12/2015 31/12/201431/12/2015 vs 31/12/2014

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A variação sobre os custos não gerenciáveis - Parcela “A” apresentou variação de 21,7% entre 2014 e 2015 que foi principalmente influenciada pelo:

(i) Custo da Energia Comprada para Revenda, com um incremento de 16,6% (R$ 442,3 milhões) frente aos custos de 2014, uma vez que, em 2015, não ocorreram repasses governamentais via recursos da CDE nos moldes realizados em 2014, quando foram transferidos R$ 1.063,3 milhão em recursos na forma de redutores dos custos de energia. Outro efeito desta variação decorre da elevação do custo da energia comprada de Itaipu após desvalorização do Real, dado que esta compra está atrelada ao dólar americano, cujo impacto no resultado está compensado na linha de Ativos e Passivos Financeiros Setoriais e é temporal pois será compensado pela cobertura tarifária no próximo reajuste tarifário, a partir de agosto de 2016.

(ii) Encargos de Transmissão, Conexão e Distribuição apresentam um incremento de 62,3% decorrente principalmente do aumento do Encargos de Serviços do Sistema (ESS).

Os gastos e despesas operacionais somaram R$ 662,2 milhões em 2015 frente a R$ 565,8 milhões de 2014. A variação de R$ 96,4 milhões decorre, principalmente, de quatro fatores:

(i) Aumento das Provisões para Crédito de Liquidação Duvidosa, no montante de R$ 42,2 milhões, em função da elevação das tarifas, combinado a uma conjuntura econômica adversa, que vem afetando o poder aquisitivo e a capacidade de pagamento dos clientes, cujos impactos tem sido suavizados pelas assertivas ações de cobrança conduzidas pela Companhia;

(ii) Aumento de 8,7% (R$ 21,9 milhões) das despesas com pessoal, passando de R$ 252,9 milhões para R$ 274,8 milhões em 2015, refletindo o repasse inflacionário do período; e

(iii) Aumento de 8,4% (R$ 36,1 milhões) das despesas gerenciáveis (materiais, serviços de terceiros e outras), representando um repasse parcial da inflação, decorrente de uma gestão de recursos eficiente e comprometida com a melhoria contínua de processos.

O EBITDA encerrou o período em R$ 698,7 milhões, com redução de R$ 99,0 milhões em relação ao ano de 2014 (R$ 797,7 milhões), basicamente em função da queda de mercado de 4,5%. De forma a minimizar os impactos da redução do mercado e preservar seu equilíbrio econômico e financeiro, a Elektro manteve uma gestão operacional focada na eficiência de recursos, buscando atenuar estes efeitos. No período, a Elektro apresentou Despesa Financeira de R$ 153,8 milhões, R$ 85,5 milhões acima do resultado do ano anterior (R$ 68,4 milhões). Esta variação deve-se basicamente às despesas com juros sobre empréstimos de terceiros após elevação dos indexadores sobre o endividamento da Companhia, suavizado pela maior receita de aplicações financeiras e encargos sobre conta de energia elétrica em atraso. Considerando os fatores acima mencionados, a Elektro registrou Lucro Líquido de R$ 256,7 milhões em 2015, comparado ao resultado de 2014 de R$ 387,7 milhões. 8.3. Proventos - Dividendos e Juros sobre Capital Próprio Em 30 de abril de 2015, a Elektro efetuou o pagamento de R$ 333,8 milhões relativos a dividendos anuais e dividendos mínimos obrigatórios do exercício social de 2014, aprovado previamente na Assembleia Geral Ordinária de 9 de abril de 2015. Este montante já está deduzido dos valores de dividendos intermediários (R$ 12,7 milhões) e juros sobre capital próprio (R$ 94,1 milhões) pagos em 2014. Em Reunião do Conselho de Administração, realizada em 16 de julho de 2015, foi aprovada a distribuição de dividendos intermediários no valor total de R$ 184,5 milhões, com base no resultado apurado no primeiro semestre de 2015. O pagamento foi efetuado em três parcelas, sendo em 31 de agosto, 30 de outubro e 30 de dezembro de 2015. Em Reunião do Conselho de Administração do dia 27 de outubro de 2015, foi aprovada a distribuição aos acionistas de Juros sobre Capital Próprio para o exercício social de 2015, no montante de R$ 115,6 milhões, pago em 28 de janeiro de 2016.

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9. DESEMPENHO OPERACIONAL

9.1. DEC e FEC A Elektro tem forte compromisso com a eficiência e continua buscando evolução no seu desempenho operacional de forma sustentável, refletida em seus principais indicadores operacionais, como fruto de investimentos em novas tecnologias e inovadores processos de engenharia de distribuição.

O indicador DEC (Duração Equivalente de Interrupção por consumidor) anualizado em dezembro de 2015, apresentou ligeira variação em relação ao indicador anualizado em dezembro de 2014, influenciado pela ocorrência de diversas tempestades com chuvas, ventos e descargas atmosféricas ocorridas no último trimestre de 2015. As atipicidades climáticas verificadas foram causadas pelo fenômeno atmosférico “El Niño” que afetou a América do Sul no final de 2015. O indicador FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Consumidor), anualizado em dezembro de 2015, apresenta melhora em relação ao indicador anualizado em dezembro de 2014, e é o melhor resultado da história da Elektro. Este indicador está relacionado diretamente a robustez da rede elétrica, notadamente influenciada pelo plano anual de manutenção preventiva e preditiva, pela utilização de novas tecnologias e componentes de rede, e pela política de investimentos em melhoria que garantem maior confiabilidade no fornecimento de energia elétrica. Em dezembro de 2015 o DEC anualizado registrou 8,50 horas e o FEC 4,70 interrupções, valores esses bem abaixo dos limites regulatórios definidos pela ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. 9.2. Balanço Energético (Perdas na Distribuição)

O índice de perdas totais de energia sobre a energia requerida de 2015 manteve-se em linha quando comparado a 2014. Essa estabilidade demonstra a efetividade dos programas da Elektro, focados em inspeções e regularização da rede de distribuição de forma a distribuir energia com segurança e qualidade a seus consumidores.

AnoDEC

(horas)FEC

(interrupções)

2011 9,05 5,39

2012 9,80 5,33

2013 8,46 4,99

2014 8,29 4,90

2015 8,50 4,70

2011 2012 2013 2014 2015

Venda de Energia 13.170.837,2 13.363.425,1 13.891.973,3 14.353.391,6 13.910.400,4

Fornecimento 13.144.026,8 13.313.507,8 13.835.666,0 14.280.037,2 13.838.015,4

Suprimento para agentes de distribuição 26.810,4 49.917,2 56.307,3 73.354,4 72.385,0

Consumidores Livres 3.454.987,9 4.012.133,3 4.093.320,2 3.888.918,7 3.537.735,2

Consumidores Rede Básica - - - - -

Mercado Atendido 16.625.825,0 17.375.558,4 17.985.293,5 18.242.310,3 17.448.135,6

Perdas na Rede Básica 374.237 406.865 537.595 537.595 501.767

Perdas na Distribuição 1.066.355,3 1.269.103,8 1.320.447,7 1.243.148,9 1.212.512,6

Perdas Técnicas 970.053,9 1.011.714,5 1.047.725,4 1.062.300,0 1.015.662,8

Perdas não Técnicas (PNT) 96.301,5 257.389,3 272.722,3 180.848,9 196.849,8

PNT / Energia Requerida (%) 0,5% 1,4% 1,4% 0,9% 1,0%

Perdas Totais (PT) 1.440.592,2 1.675.968,7 1.858.042,4 1.780.743,6 1.714.279,6

PT / Energia Requerida (%) 8,0% 8,8% 9,4% 8,9% 8,9%

Total 18.066.417,2 19.051.527,1 19.843.335,9 20.023.053,9 19.162.415

Energia RequeridaMWh

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10. PLANO DE INVESTIMENTOS 10.1. Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) Bruto da Atividade de Distribuição e Plano de Desenvolvimento da Distribuidora (PDD)

* Nota: A Companhia não fará a divulgação de projeções no Relatório de Administração Regulatório, uma vez que entende que tais informações de investimentos (contempladas no Plano de Desenvolvimento da Distribuidora – PDD) são anualmente divulgadas para ANEEL por meio de comunicação específica (via duto).

Distribuição - Máquinas e Equipamenros - R$ milhões 2013 2014 2015 2016* 2017* 2018* 2019* 2020*

AIS Bruto

Transformador de Distribuição 35,5 33,1 51,0 - - - - -

Medidor 32,5 31,7 44,3 - - - - -

Redes Baixa Tensão ( < 2,3 kV) 21,4 22,5 26,7 - - - - -

Redes Média Tensão (2,3 kV a 44 kV) 99,8 103,6 126,4 - - - - -

Redes Alta Tensão (69 kV) 15,4 1,2 42,7 - - - - -

Redes Alta Tensão (88 kV a 138 kV) 4,4 0,7 11,5 - - - - -

Redes Alta Tensão ( >= 230 kV) 0,0 0,0 0,0 - - - - -

Subestações Média Tensão (primário 30 kV a 44 kV) 4,6 0,0 10,3 - - - - -

Subestações Alta Tensão (primário de 69 kV) 18,3 3,8 8,8 - - - - -

Subestações Alta Tensão (primário 88 kV a 138 kV) 37,8 16,6 105,0 - - - - -

Subestações Alta Tensão (primário >= a 230 kV) 0,0 0,0 0,0 - - - - -

Demais Máquinas e Equipamentos 14,9 7,1 21,8 - - - - -

284,6 220,3 448,4 - - - - -

Obrigações Especiais do AIS Bruto - R$ milhões 2013 2014 2015 2016* 2017* 2018* 2019* 2020*

Participação, Doações, Subvenções, PEE, P&D,

Universalização-39,2 -4,9 -29,6 - - - - -

Outros 0,0 0,0 0,0 - - - - -

Ultrapassagem de Demanda -1,3 0,0 0,0 - - - - -

Excedente de Reativos 0,0 0,0 0,0 - - - - -

Diferença das Perdas Regulatórias 0,0 0,0 0,0 - - - - -

Outros 0,0 0,0 0,0 - - - - -

Evolução e Projeção dos Investimentos

R$ milhão 2015 2016* 2017* 2018* 2019* 2020*

Plano de Investimentos 2015 448,4 - - - - -

R$ milhão 2015 2016* 2017* 2018* 2019*

Plano de Investimentos 2014 291,3 - - - -

Diferença 53,9% - - - -

Comparativo dos Investimentos em Máquinas e Equipamentos da Distribuição

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Ao longo de 2015, a Companhia transferiu do Ativo em Curso para o Ativo Imobilizado em Serviço R$ 448,4 milhões, dos quais R$ 29,6 milhões correspondem a investimentos realizados com recursos de clientes. Este total inclui obras que foram iniciadas inclusive em anos anteriores e representa um incremento de 53,89% em relação ao projetado de R$ 291,3 milhões, devido, principalmente, a readequação do cronograma de encerramento de obras de expansão e manutenção do sistema elétrico. 10.2. Investimentos e Modernização na área de concessão Em 2015, a Elektro investiu R$ 353,3 milhões, dos quais R$ 11,7 milhões correspondem a investimentos realizados com recursos de clientes. Este montante representa um aumento de 8% em relação aos investimentos registrados no mesmo período do ano anterior (R$ 325,6 milhões, dos quais R$ 9,4 milhões referiam-se a investimentos realizados com recursos de clientes). Ressaltamos que os investimentos realizados estão de acordo com o planejamento anual da Companhia e referem-se a realizações de obras de expansão de redes, buscando o atendimento das necessidades de nossos clientes, bem como a manutenção da qualidade na distribuição de energia elétrica nos padrões elevados que são priorizados pela Elektro.

Evolução dos Investimentos¹ (R$ milhões)

(1) Exclui investimentos com recursos de clientes. Os destaques do programa de investimentos foram:

(i) R$ 298,7 milhões na expansão, melhorias, preservação do sistema elétrico e suporte operacional, dos quais:

(a) R$ 169,8 milhões estão associados a novas ligações e à expansão de subestações e de linhas de transmissão;

(b) R$ 71,2 milhões foram investidos na preservação do sistema elétrico; (c) R$ 41,9 milhões foram investidos em programas de Tecnologia da Informação,

Infraestrutura e na Frota; (d) R$ 15,8 milhões em melhorias e atualizações tecnológicas.

(ii) R$ 42,9 milhões no Programa de Universalização, em cumprimento à Lei nº 10.438 de abril de 2002, segregados da seguinte forma:

(a) R$ 39,3 milhões referente a Programas de Universalização, que determina o atendimento de novas ligações a aumento de carga, sem ônus aos clientes com carga inferior a 50 kVA; e

(b) R$ 3,6 milhões referentes a Programas Rurais, relacionados aos projetos de eletrificação de áreas rurais que viabilizam o fornecimento de energia elétrica a 175 novos clientes, por meio do Programa Luz para Todos.

Os investimentos realizados ao longo de 2015 foram superiores aos de 2014, refletindo o nível adequado de investimentos da Elektro para garantir a constante melhoria da qualidade de seus serviços prestados,

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bem como da geração de valor do negócio, mantendo seu compromisso com os clientes, a sociedade e a concessão. 11. ESTRUTURA DE CAPITAL Para realizar seu Plano de Investimentos, a Companhia mantém acesso ao mercado de capitais e ao longo de 2015 recebeu o montante de R$ 58,9 milhões referente ao contrato de financiamento junto ao BNDES e Banco do Brasil, firmado em dezembro de 2013 na modalidade FINEM, de um total de R$ 348,4 milhões destinados à implantação do Plano de Investimentos 2013-2014, com prazo de financiamento de 10 anos e carência de 2 anos. Em fevereiro de 2015, a Companhia alongou por 19 meses o prazo de vencimento do financiamento em moeda estrangeira (via Lei nº 4.131), contratado em junho de 2014 junto ao Citibank, no montante de R$ 150,0 milhões. O prazo inicial que era junho de 2016 passou para janeiro de 2018 e as taxas de juros foram mantidas as mesmas aplicadas no contrato original. Em março de 2015, utilizando o instrumento financeiro da Lei nº 4.131, de 3 de setembro de 1962, a Companhia contratou duas novas linhas de financiamento denominadas em moeda estrangeira no montante total de R$ 300,5 milhões, com o prazo de vencimento de 3 anos, sendo R$ 187,5 milhões junto ao Banco Mizuho e R$ 113,0 milhões com o Banco de Tokyo. Os pagamentos dos juros ocorrerão trimestralmente para ambas contratações, enquanto os pagamentos do principal acontecerão a partir de março de 2017, sendo anual para o Banco Mizuho e trimestralmente para o Banco de Tokyo, com custo médio final de 93,6% do CDI. Em maio de 2015, a Companhia alongou por 24 meses o prazo de vencimento do financiamento em moeda estrangeira (via Lei nº 4131), contratado em junho de 2014 junto ao Banco de Tokyo, no montante de R$ 100,0 milhões. O prazo inicial que era junho de 2016 passou para junho de 2018 e a taxa reduziu de 103% do CDI para 100,5% do CDI. Objetivando a neutralização de qualquer risco cambial derivado das operações da Lei nº 4.131, foram contratadas operações de swap com o mesmo fluxo de liquidação do financiamento, resultando, assim, em uma operação denominada em moeda nacional atrelada à variação dos Certificados de Depósitos Interbancários (CDI). Em dezembro de 2015, também foi liberado o montante de R$ 110,0 milhões, referente ao novo contrato de financiamento junto ao BNDES, firmado em 17 de dezembro de 2015 na modalidade FINEM, de um total de R$ 258,2 milhões, destinado à implantação do Plano de Investimentos 2015-2016 com prazo de financiamento de 8,5 anos e carência de 19 meses. Adicionalmente, em 17 de dezembro de 2015, a Elektro também assinou contrato com o Banco Europeu de Investimento (BEI) no valor de até EUR 150 milhões e prazo de até 11 anos, cujo crédito está disponível para saque a ser realizado conforme realização do investimento e necessidade da Companhia. O contrato tem por objetivo apoiar os investimentos para os anos de 2015 a 2017 de modernização e ampliação da rede de distribuição de energia da Elektro. A Companhia, nos últimos 12 meses, incrementou a alavancagem de 42,1% para 49,7%, ainda assim, mantendo uma composição adequada entre capital próprio e de terceiros com endividamento a taxas atrativas para financiamento de seus investimentos e manutenção de sua liquidez financeira.

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Em 31 de dezembro de 2015, o endividamento total da Elektro apresentava as seguintes características:

¹ Linha contratada em moeda estrangeira com juros pré-fixados e protegida por meio de swap para CDI. ² Considera recursos da FINEP sem indexação.

11.1. Covenants Financeiros A Companhia sempre cumpriu e vem mantendo uma relação confortável com os limites estabelecidos para seus covenants financeiros baseados nos resultados apurados pelos critérios previstos nos contratos firmados com o BNDES, nas escrituras das 5ª e 6ª Emissões de Debêntures e nos financiamentos em moeda estrangeira (via Lei nº 4131) com os bancos HSBC, Mizuho e Banco de Tokyo. A evolução dos covenants financeiros, calculados com base nas Demonstrações Financeiras Societárias, frente aos limites estabelecidos é demonstrada a seguir:

(1) BNDES. Para este contrato, a definição de EBITDA contempla a exclusão dos efeitos de outras Receitas/Despesas Operacionais, tais como ganhos/perdas com planos de pensão e lucro/prejuízo na alienação de imobilizado.

ModalidadeDebêntures 39,5%Linha 4.131¹ 27,9%BNDES Finem / Finame 17,1%BEI¹ 11,3%Eletrobras 2,1%Finep 1,5%Arrendamento mercantil 0,5%

100,0%

IndexadorCDI 49,7%IPCA 29,5%TJLP 17,4%RGR 2,1%Pré-fixado² 1,3%

100,0%

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12. MEIO AMBIENTE No desempenho das atividades operacionais, a Elektro contempla a preservação e minimização dos impactos ambientais. Em 2015, destinou R$ 68,14 milhões em iniciativas que promoveram atividades relacionadas à responsabilidade ambiental e favoreceram o desenvolvimento e propagação de tecnologias que respeitam o meio ambiente. 13. PROGRAMAS DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA E DE PESQUISA E DESENVOLVIMENTO (P&D) O contrato de concessão estabelece que a Companhia deve aplicar 1% da Receita Operacional Líquida (ROL) em Programas de Eficiência Energética e de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), sendo que parte deve ser recolhida ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e, também ao Ministério de Minas e Energia (MME). Em 2015 foram aplicados R$ 62,9 milhões nesses programas, sendo R$ 37,1 milhões em Eficiência Energética, R$ 23,0 milhões em P&D, R$ 1,9 milhão para o FNDCT e R$ 0,9 milhão para o MME. 14. RECURSOS HUMANOS Em 2015 a Elektro mantinha 3.713 colaboradores próprios em seu quadro funcional, além de 1.524 colaboradores terceirizados. O valor total bruto aplicado na folha de pagamentos foi R$ 266,8 milhões. 15. RECONHECIMENTOS Prêmio Prever: Em 06 de março de 2015, a Elektro recebeu de uma das instituições mais expressivas do setor de segurança da Europa, o Prêmio PREVER 2014, concedido pelo Conselho Geral de Relações Industriais e Ciências do Trabalho. Fomos vencedores na categoria Internacional, e a premiação acontece anualmente desde 1998, revelando empresas destaques na melhor gestão de prevenção de riscos de segurança no trabalho. Ao todo são cinco categorias de classificação, sendo: Individual, Prêmios Especiais, Responsabilidade Social e Prevenção de Riscos no Trabalho, Negócios e Instituição e Internacional. A Melhor Empresa para Trabalhar da América Latina: No dia 6 de maio de 2015, a Elektro foi eleita a Melhor Empresa para Trabalhar da América Latina pelo Great Place to Work, em um ranking composto por outras 2.294 empresas, sendo 51 delas brasileiras. A pesquisa avaliou os mesmos dados da pesquisa de clima organizacional realizada pelo instituto anualmente, quando a Elektro recebeu o prêmio de Melhor Empresa para Trabalhar do Brasil em 2013 e 2014. Top Of Mind de RH: No mês de julho de 2015, a Elektro foi uma das cinco empresas eleitas na categoria Benefícios Corporativos pelo ranking Top Of Mind de RH. O prêmio identifica e reconhece as empresas e os profissionais mais lembrados pela comunidade de Recursos Humanos. Prêmio Abradee 2015: No dia 15 de julho de 2015, a Elektro conquistou o Prêmio Abradee 2015 como Melhor Distribuidora de Energia Elétrica nas categorias Região Sudeste, pela 9ª vez, e Gestão Operacional, pela 10ª vez. A premiação anual, realizada pela Abradee – Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, é um reconhecimento às distribuidoras que mais se destacaram no cenário nacional. Ao longo de suas 17 edições, a Elektro ganhou 27 troféus do Prêmio Abradee em diversas categorias, sendo sete deles de Melhor Distribuidora de Energia Elétrica do País. Melhores Empresas para Trabalhar 2015: No dia 17 de agosto de 2015, na 19ª edição do prêmio Melhores Empresas para Trabalhar do Brasil, a Elektro foi eleita pela 5ª vez a Melhor Empresa para

4 Conforme apresentado no Balanço Social da Companhia (modelo Ibase), divulgado nas Demonstrações Financeiras Societárias em 19 de fevereiro de 2016.

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Trabalhar do Brasil, sendo a terceira vez consecutiva (2013, 2014 e 2015) pela pesquisa Great Place to Work. Melhor Empresa para se Trabalhar no Setor de Energia: Em 19 de outubro de 2015, a Elektro foi eleita a Melhor Empresa Para se Trabalhar do Setor de Energia pelo Guia Você S/A, com a nota mais alta da premiação, 96,7 pontos, referentes ao Índice de Felicidade no Trabalho. A pesquisa é realizada em parceria com a FIA (Fundação Instituto de Administração) e, nesta mesma ocasião, a empresa também foi consagrada com o prêmio de Destaque em Estratégia e Gestão. Selo “Empresa Pró Ética”: Em 9 de novembro de 2015, a Elektro foi uma das 19 empresas brasileiras, dentre 139 candidatas, a ser contemplada com o selo em questão, como um reconhecimento da Controladoria Geral da União (CGU) de seu comprometimento com a difusão de princípios éticos e de integridade corporativa, bem como pela existência de controles efetivos de combate à corrupção. Medalha de Prata Eloy Chaves: Em 16 de dezembro de 2015, a Elektro recebeu a Medalha de Prata Eloy Chaves, premiação promovida pela Associação Brasileira de Concessionárias de Energia Elétrica (ABCE), que tem como objetivo reconhecer as empresas do setor elétrico que, durante o último ano, se destacaram na prevenção de acidentes. Este é o prêmio mais importante no setor elétrico com relação à manutenção do ambiente de trabalho seguro.

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Balanços Patrimoniais Regulatórios

em 31 de dezembro de 2015 e de 2014 (em milhares de reais)

Ativo Notas 31/12/2015 31/12/2014*

Ativo Circulante 3.033.999 2.044.225 Caixa e equivalentes de caixa 13 785.146 578.648 Consumidores 5 1.138.256 740.544 Tributos Compensáveis 9 81.257 40.579 Ativos Financeiros Setoriais 8 625.146 503.016 Subsídios Tarifários 10 232.535 125.113 Instrumentos financeiro derivativos 13 134.494 - Caução de fundos e depósitos vinculados 8.114 7.776 Almoxarifado Operacional 11.559 10.703 Outros Ativos Circulantes 17.492 37.846

Ativo Não Circulante 4.578.273 3.932.240 Consumidores 5 15.862 28.024 Tributos Compensáveis 9 84.060 80.770 Instrumentos financeiro derivativos 13 373.808 132.779 Caução de fundos e depósitos vinculados 6.544 10.471 Depósito judicial 11 111.260 102.081 Tributos diferidos 18 599.642 742.011 Ativos Financeiros Setoriais 8 323.059 284.019 Outros Ativos Não Circulantes 42.074 42.146

Total Imobilizado e Intangível 3.021.964 2.509.939

Imobilizado 6 3.581.468 3.061.678 Em serviço 8.040.127 6.696.351 (-) Reintegração acumulada (4.799.625) (4.064.281) Em curso 340.966 429.608

Obrigações Especiais 7 (713.679) (676.282) Em serviço (926.906) (651.410) (-) Reintegração acumulada 258.886 129.802 Em curso (45.659) (154.674)

Intangível 6 154.175 124.543 Em Serviço 304.211 223.151 (-) Reintegração Acumulada (167.046) (123.749) Em curso 17.010 25.141

Total do Ativo 7.612.272 5.976.465

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes. As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis regulatórias.

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Balanços Patrimoniais Regulatórios

em 31 de dezembro de 2015 e de 2014 (em milhares de reais)

Passivo e Patrimônio Líquido Notas 31/12/2015 31/12/2014*

Passivo Circulante 2.353.361 1.071.266 Fornecedores 12 586.330 488.071 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 13 681.349 130.753 Obrigações Sociais e Trabalhistas 60.813 54.330 Encargos do consumidor 10 335.364 7.307 Obrigações P&D e eficiência energética 16 45.545 26.352 Tributos a recolher 14 222.941 124.072 Dividendos Declarados e Juros Sobre o Capital Próprio 15 98.279 3.365 Passivos Financeiros Setoriais 8 271.483 190.624 Outros Passivos Circulantes 51.257 46.392

Passivo Não Circulante 3.092.017 2.640.479 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 13 2.555.649 2.197.877 Obrigações P&D e eficiência energética 16 17.382 15.346 Provisão para Litígios 19 239.719 219.088 Passivos Financeiros Setoriais 8 263.822 193.925 Outros Passivos Não Circulantes 15.445 14.243

Total do Passivo 5.445.378 3.711.745

Patrimônio líquido 20 2.166.894 2.264.720 Capital social 952.492 952.492 Reservas de capital 765.882 765.882 Reservas de lucros 171.422 171.422 Reservas de reavaliação 286.548 70.426 Prejuízos acumulados (82.099) (25.965) Proposta para Distribuição de Dividendos Adicionais 72.649 330.463

Total do Passivo e Patrimônio Líquido 7.612.272 5.976.465

(*) Informações não auditadas pelos auditores independentes.

As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis regulatórias.

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Demonstração de Resultados Regulatórios

para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e de 2014 (em milhares de reais)

Notas 31/12/2015 31/12/2014*

Receita operacional bruta 21 9.059.427 6.071.963 Fornecimento de energia elétrica 5.591.380 3.540.371 Energia elétrica de curto prazo 143.431 191.649 Receita de atividade não vinculada (37.648) (29.004) Ativos e Passivos Financeiros Setoriais 508.912 375.988 Serviços Cobráveis 2.051 1.814 Subvenção Baixa Renda 230.151 223.322 Receita de uso do sistema de distribuição 2.621.150 1.767.823

Deduções da receita operacional (4.031.010) (1.695.983)

Tributos e Encargos (2.239.813) (1.585.601) ICMS (1.464.593) (958.167) PIS-PASEP / Cofins (772.656) (627.138) Outros tributos (2.564) (296)

Encargos - Parcela "A" (1.791.197) (110.382) Pesquisa e desenvolvimento - P&D (25.375) (20.564) Programa de eficiência energética - PEE (25.375) (20.564) Conta de desenvolvimento energético - CDE (1.187.668) (59.524) Conta de consumo de combustíveis - CCC - (2.784) Outros encargos (552.779) (6.946)

Receita Liquida 5.028.417 4.375.980

Custos não gerenciáveis - Parcela "A" (3.667.603) (3.012.488) Energia elétrica comprada para revenda (2.833.420) (1.513.697) Energia elétrica comprada para revenda - spot (177.820) (1.051.038) Energia elétrica comprada para revenda - Proinfa (101.879) (106.120) Encargo de Transmissão, Conexão e Distribuição (554.484) (341.633)

Resultado antes dos custos gerenciáveis 1.360.814 1.363.492

Custos gerenciáveis - Parcela "B" (858.553) (722.237) Pessoal 23 (257.679) (239.694) Administradores 23 (17.119) (13.180) Material (35.781) (35.478) Serviços de terceiros (155.661) (116.178) Arrendamentos e alugueis (11.230) (12.327) Seguros (1.345) (1.188) Provisão devedores duvidosos (63.278) (21.106) Provisões - Outras (24.481) (22.009) Tributos (2.212) (5.535) Depreciação e amortização (250.674) (212.345) Outras Receitas Operacionais 41.488 36.314 Outras Despesas Operacionais (80.581) (79.511)

Resultado da atividade da concessão 502.261 641.255

Resultado Financeiro (153.836) (68.353)

Receitas financeiras 220.841 294.844 Despesas financeiras (374.677) (363.197)

Resultado antes dos impostos sobre o lucro 348.425 572.902

Imposto de renda 26 (67.329) (135.730) Contribuição social 26 (24.435) (49.474)

Resultado Líquido do Exercício 256.661 387.698

Lucro básico e diluído por ação (expresso em reais):Preferencial 2,00197 2,36793 Ordinária 1,81998 2,15267

387.698 Lucro após o imposto do Exercicio Resultante de operação descontinuada

256.661



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Demonstração do Resultado Abrangente Regulatório


Notas 31/12/2015 31/12/2014*

Resultado do Exercício 256.661 387.698 Outros Resultados Abrangentes

Reserva de Reavaliação 415.918 - Efeito de Imposto de Renda e Contribuição Social (141.412) - Ganhos e perdas atuariais imediatamente reconhecidas 17 43.224 (40.994) Efeito do limite do ativo de benefício definido 17 (40.792) 43.401 Efeito de Imposto de Renda e Contribuição Social (827) (819)

Total de Resultados Abrangentes do Exercício, Líquidos de Impostos

532.772 389.286



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Demonstração do Fluxo de Caixa Regulatório


31/12/2015 31/12/2014*

Atividades operacionaisResultado do Exercício 256.661 387.698

Itens que não afetam o caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 798.263 599.783 Depreciação e amortizações 220.040 199.781 Juros e variações monetárias e cambial 351.807 215.614 Pagamentos baseados em opções de ações (Obrigações Pós-Emprego) 5.553 220 Plano de pensão 2.432 2.407 Provisão para créditos de liquidação duvidosa 73.767 38.013 Perda na baixa de ativos intangíveis e financeiros indenizaveis 49.237 26.764 Provisão para ações judiciais e regulatórias 44.543 24.817 Amortização de tributos diferidos 141.542 71.612 Reserva de Reavaliação Regulatória (141.408) (39.261) Reclassificação BRR de 2013 - 18.688 Programa de P&D e eficientização energética 50.750 41.128

Variações no ativo e passivo (397.623) (856.605) Consumidores (459.317) (151.933) Ativos Financeiros Setoriais (161.170) (480.594) Depósitos Vinculados a Litígios (15.342) (17.225) Juros pagos (empréstimos, debêntures e arrend. mercantil) (236.507) (153.532) Tributos a compensar (43.968) (10.861) Almoxarifado - Ativo circulante (857) (2.800) Outros créditos (86.000) (92.305) Encargos Setoriais 328.057 3.463 Fornecedores e supridores de energia elétrica e encargos do consumidor 98.259 20.058 Passivos Financeiros Setoriais 150.756 71.681 Tributos a recolher (68.191) 174.877 Imposto de renda e contribuição social pagos 149.719 (181.307) Provisão para ações judiciais e regulatórias (23.912) (8.462) Programa de P&D e eficientização energética (35.152) (41.842) Salários e Encargos Sociais 6.483 7.417 Outros passivos (481) 6.760

Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 657.301 130.876

Caixa líquido aplicado nas atividades de investimento (360.566) (274.686) Adições ao imobilizado (415.652) (363.133) Obrigações Especiais 47.279 67.937 Valor de venda do ativo imobilizado 2.527 15.540 Caução de fundos e depósitos vinculados 5.280 4.970

Caixa líquido aplicado nas atividades de financiamento (90.237) 254.828 Captação de empréstimos 524.554 607.403 Amortização de empréstimos e debêntures (principal) (96.447) (96.937) Dividendos e juros sobre capital próprio pagos (518.344) (255.638)

Total dos efeitos no caixa e equivalentes de caixa 206.498 111.018

Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa 578.648 467.630 Saldo final de caixa e equivalentes de caixa 785.146 578.648

Variação no caixa e equivalentes de caixa 206.498 111.018



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Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido Regulatório para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e de 2014

(em milhares de reais)



Capital Social Reserva de

Capital Reservas de Reavaliação

Reserva de Lucros

Prejuízos Acumulados

Dividendos adicionais propostos

Total

Saldos em 31 de dezembro de 2013* 952.492 765.882 91.674 171.422 (14.569) 162.959 2.129.860

Lucro Líquido (prejuízo) do Exercício - - - - 387.698 - 387.698 Ganhos e perdas atuariais líquidos - - - - 1.588 - 1.588 Dividendos propostos e pagos - - - - - (162.959) (162.959) Dividendos intermediários - - - - (12.687) - (12.687) Juros sobre capital próprio - - - - (94.108) - (94.108) Dividendos mínimos obrigatórios - - - - (3.360) - (3.360) Dividendos adicionais propostos - - - - (330.463) 330.463 - Reclassificação BRR 2013 - - - - 18.688 - 18.688 Realização de Reserva de Reavaliação - - (21.248) - 21.248 - -

Saldos em 31 de dezembro de 2014* 952.492 765.882 70.426 171.422 (25.965) 330.463 2.264.720

Lucro Líquido (prejuízo) do Exercício - - - - 256.661 - 256.661 Ganhos e perdas atuariais líquidos - - - - 1.605 - 1.605 Dividendos propostos e pagos - - - - - (330.463) (330.463) Dividendos intermediários pagos - - - - (184.525) - (184.525) Juros sobre capital próprio - - - - (115.610) - (115.610) Dividendos adicionais propostos - - - - (72.649) 72.649 - Constituição da Reserva de Reavaliação - - 274.506 - - - 274.506 Realização da Reserva de Reavaliação - - (58.384) - 58.384 - -

Saldos em 31 de dezembro de 2015 952.492 765.882 286.548 171.422 (82.099) 72.649 2.166.894

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ELEKTRO ELETRICIDADE SERVIÇOS S.A. Notas explicativas às Demonstrações Contábeis Regulatórias

em 31 de dezembro de 2015 e de 2014 (Em milhares de reais, exceto se indicado de outra forma)

1. SETOR ELÉTRICO NO BRASIL

O setor de energia elétrica no Brasil é regulado pelo Governo Federal, atuando por meio do Ministério Minas e Energia (“MME”), o qual possui autoridade exclusiva sobre o setor elétrico. A política regulatória para o setor é implementada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”).

O fornecimento de energia elétrica a varejo pela Elektro Eletricidade e Serviços S.A. (“Elektro”, “Companhia” ou “Outorgada”), é efetuado de acordo com o previsto nas cláusulas de seus contratos de concessão de longo prazo de distribuição de energia.

De acordo com o contrato de concessão de distribuição, a Elektro está autorizada a cobrar de seus consumidores uma tarifa pelo fornecimento de energia consistindo em dois componentes: (i) uma parcela referente aos custos de distribuição não gerenciáveis, como compra de energia, transporte de energia e encargos setoriais que tem garantia de repasse total para os consumidores, assegurada pela legislação e regulação (“Custos da Parcela A); e (ii) uma parcela de custos operacionais, que são os custos operacionais eficientes e custos de capital - remuneração do investimento e quota de reintegração/depreciação regulatória (“Custos da Parcela B”). Ambas as parcelas são estabelecidas como parte da concessão original para determinados períodos iniciais. Subsequentemente aos períodos iniciais, e em intervalos regulares, a ANEEL tem a autoridade de rever os custos da Companhia, a fim de determinar o ajuste da inflação (ou outro fator de ajuste similar), caso existente, aos Custos da Parcela B para o período subsequente. Esta revisão poderá resultar num ajuste escalar com valor positivo, nulo ou negativo.

Adicionalmente aos ajustes referentes aos Custos da Parcela A e Parcela B, mencionados acima, as concessões para distribuição de energia elétrica têm um ajuste tarifário anual, baseado em uma série de fatores, incluindo a inflação. Conforme previsão no contrato de concessão, a Companhia pode requisitar Revisões Tarifárias Extraordinárias resultantes de eventos significativos que abalem o equilíbrio econômico-financeiro dos seus negócios. Para solicitação de uma Revisão Tarifária Extraordinária, se faz necessário comprovar o impacto financeiro resultante destes eventos nas operações. Outros eventos normais ou recorrentes (como altas nos custos de energia comprada, criação de novos impostos sobre a receita ou ainda a inflação local) também têm permissão para serem absorvidos por meio de aumentos tarifários específicos.

Além dos distribuidores de energia, também fazem parte do setor elétrico os geradores, transmissores e consumidores livres. No negócio de geração, a Outorgada além de vender energia por meio dos leilões para as distribuidoras por meio do mercado cativo, também vende energia à Consumidores Livres no mercado livre – ACL. No mercado livre - ACL, a energia é negociada por meio das concessionárias de geração, PCH – Pequenas Centrais Hidrelétricas, autogeradores, comercializadores e importadores de energia.

Consumidores livres são aqueles cuja demanda excede a 3 MW em tensão igual ou superior a 69kV ou em qualquer nível de tensão, desde que o fornecimento começou após julho de 1995. Uma vez que um consumidor tenha optado pelo mercado livre, só poderá voltar ao sistema regulado se comunicar ao distribuidor de sua região com cinco anos de antecedência. Este período de aviso prévio procura assegurar que, se necessário, a distribuidora poderá comprar energia adicional para suprir a reentrada de Consumidores Livres no mercado regulado. As geradoras estatais podem vender energia a consumidores livres, mas em vez de geradores privados, são obrigados a fazê-lo através de um processo de leilão.

De acordo com os contratos de concessão de transmissão, as concessionarias de transmissão estão autorizadas a cobrar a TUST - tarifas de uso do sistema de transmissão. As tarifas são reajustadas anualmente na mesma data em que ocorrem os reajustes das Receitas Anuais Permitidas - RAP das concessionárias de transmissão. Esse período tarifário inicia-se em 1º de julho do ano de publicação das tarifas até 30 de junho do ano subsequente. O serviço de transporte de grandes quantidades de energia elétrica por longas distâncias, no Brasil, é feito utilizando-se de uma rede de linhas de transmissão e subestações em tensão igual ou superior a 230 kV,denominada Rede Básica. Qualquer agente do setor elétrico, que produza ou consuma energia elétrica tem direito à utilização

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desta Rede Básica, como também o consumidor, atendidas certas exigências técnicas e legais. Este é o chamado Livre Acesso, assegurado em Lei e garantido pela ANEEL.

A operação e administração da Rede Básica é atribuição do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, pessoa jurídica de direito privado, autorizado do Poder Concedente, regulado e fiscalizado pela ANEEL, e integrado pelos titulares de geração, transmissão, distribuição e também pelos consumidores com conexão direta à rede básica. O ONS tem a responsabilidade de gerenciar o despacho de energia elétrica das usinas em condições otimizadas, envolvendo o uso dos reservatórios das hidrelétricas e o combustível das termelétricas do sistema interligado nacional.

O pagamento do uso da transmissão aplica-se também à geração da Itaipu Binacional. Entretanto, devido às características legais dessa usina, os encargos correspondentes são assumidos pelas concessionárias de distribuição detentoras das respectivas quotas-partes da potência da usina.

2. CONTEXTO OPERACIONAL E CONCESSÃO

A Elektro Eletricidade e Serviços S.A. com sede no município de Campinas, em São Paulo, é uma concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica, e os seus negócios, incluindo os serviços prestados e as tarifas cobradas, são regulamentados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).

A área de concessão da Companhia é constituída por 228 municípios, dos quais 223 estão localizados no estado de São Paulo, e os outros 5 no estado de Mato Grosso do Sul. A concessão do serviço público de energia se deu pelo Contrato de Concessão de Distribuição nº 187/98, com vencimento em 2028, podendo ser prorrogado por no máximo 30 anos, por requerimento da concessionária e a critério da ANEEL.

As principais obrigações previstas no contrato de concessão consistem em fornecer energia elétrica aos consumidores de sua área de concessão, realizar as obras necessárias à prestação dos serviços e manter inventário dos bens vinculados à concessão. É vedado à concessionária alienar ou conceder em garantia tais bens sem a prévia e expressa autorização do regulador. Ao final da concessão, esses bens serão revertidos automaticamente ao Poder Concedente, procedendo-se às avaliações e determinação do valor de indenização à concessionária.

A Companhia é registrada na Comissão de Valores Mobiliários (CVM) como companhia de capital aberto e tem suas ações (0,32% do capital total) negociadas na BM&FBovespa.

3. BASE DE PREPARAÇÃO E APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS REGULATÓRIAS

As Demonstrações Contábeis para fins regulatórios foram preparadas de acordo com as normas, procedimentos e diretrizes emitidos pelo Órgão Regulador e conforme as políticas contábeis estabelecidas na declaração de práticas contábeis (vide nota 4).

Estas demonstrações são separadas das Demonstrações Contábeis Estatutárias Societárias da Companhia uma vez que as Instruções Contábeis para fins Regulatórios especificam tratamentos ou divulgações alternativos em determinados aspectos. Quando as Instruções Contábeis Regulatórias não tratam de uma questão contábil de forma específica, faz-se necessário seguir as práticas contábeis adotadas no Brasil.

As diferenças entre as práticas contábeis adotadas no Brasil e a base de preparação das informações previstas nas Demonstrações para fins Regulatórios estão detalhadas em notas explicativas.

Até 2014, os auditores independentes realizavam apenas procedimentos previamente acordados determinados no Manual de Orientação dos Trabalhos de Auditoria das Demonstrações Financeiras Regulatórias, emitido pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF da ANEEL, por meio do Despacho nº 1.023, de 8 de abril de 2013. A partir de 2015, uma das alterações requeridas pelo novo Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE), aprovado pela ANEEL através da Resolução Normativa nº 605 de 11 de março de 2014, refere-se à preparação pelos agentes do Setor Elétrico de Demonstrações Contábeis Regulatórias auditadas pelos mesmos auditores independentes das Demonstrações Contábeis Societárias. Assim, a Companhia apresenta as notas explicativas no formato atual pela primeira vez, tendo sido os saldos de 2014 reclassificados

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para fins de comparabilidade com 2015. As informações de 2014 não foram auditadas pelos auditores independentes.

4. PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS

4.1 Práticas contábeis gerais

a. Estimativas

A preparação das Demonstrações Contábeis Regulatórias requer o uso de certas estimativas contábeis e, mais do que isso, torna necessário um exercício de julgamento por parte da administração da Companhia no processo de aplicação das políticas contábeis. As áreas nas quais premissas e estimativas são significativas para as Demonstrações Contábeis Societárias e Regulatórias, segundo avaliação da Elektro, são: registro de receita não faturada e respectivas contas a receber; custo de energia; vida útil do ativo imobilizado e intangível; provisão para crédito de liquidação duvidosa; avaliação de ativos e passivos financeiros ao valor justo e análise de sensibilidade; provisão para ações judiciais e regulatórias; premissas atuariais do plano de pensão; e provisão do plano de incentivo baseado em ações.

As políticas contábeis significativas adotadas pela Companhia estão descritas nas notas explicativas específicas, relacionadas aos itens apresentados, aquelas aplicáveis, de modo geral, em diferentes aspectos das Demonstrações Contábeis, estão descritas a seguir.

b. Instrumentos Financeiros

A Elektro classifica seus ativos e passivos financeiros, no reconhecimento inicial, de acordo com as seguintes categorias:

b.1) Ativos Financeiros

Empréstimos e Recebíveis: O reconhecimento inicial é efetuado pelo seu valor justo e ajustado pelas amortizações do principal, pelos juros calculados com base no método da taxa de juros efetiva, e por qualquer ajuste para redução do seu valor recuperável ou de liquidação duvidosa. A Companhia classifica os saldos de consumidores, parcelamento de débitos e supridores, e os valores a receber de Parcela A e outros itens financeiros nessa categoria.

Mantidos para negociação: São reconhecidos inicialmente pelo valor justo; alterações posteriores são refletidas no resultado do exercício em que ocorram (valor justo por meio do resultado). A Companhia tem como principais ativos mantidos para negociação os equivalentes de caixa, caução de fundos e depósitos vinculados (vide nota 13).

Registrados pelo valor justo por meio do resultado: são ativos mantidos para negociação ou designados como tal no momento do reconhecimento inicial. A Companhia gerencia estes ativos e toma decisões de compra e venda com base em seus valores justos de acordo com a gestão de riscos documentada e sua estratégia de investimentos. Estes ativos financeiros são registrados pelo respectivo valor justo, cujas mudanças são reconhecidas no resultado do exercício. A Companhia tem como principais ativos registrados pelo valor justo por meio do resultado os instrumentos financeiros derivativos.

b.2) Passivos financeiros

Os passivos financeiros são classificados como “Passivos financeiros ao valor justo por meio do resultado”, empréstimos e financiamentos ou itens objeto de hedge. Os passivos financeiros da Companhia incluem fornecedores e supridores de energia elétrica, empréstimos e financiamentos, debêntures, valores a devolver de Parcela A e outros itens financeiros e outras contas a pagar.

Os itens objetos de hedge da Companhia são mensurados ao valor justo através do resultado e estão atrelados a derivativos designados como um instrumento de hedge efetivo.

Após o reconhecimento inicial pelo valor justo, líquido dos custos da transação, quando sujeitos a juros, os empréstimos e financiamentos são mensurados subsequentemente pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa efetiva de juros.

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c. Conversão de saldos denominados em moeda estrangeira

A moeda funcional da Companhia é o Real. Para as transações denominadas em moeda estrangeira, os ativos e passivos monetários indexados são convertidos para reais utilizando a taxa de câmbio vigente na data de fechamento dos respectivos balanços patrimoniais. As diferenças decorrentes da conversão de moeda são reconhecidas no resultado.

d. Redução ao valor recuperável de ativos de vida longa ou indefinida

A Companhia revisa o valor contábil de seus ativos tangíveis e intangíveis para determinar se há alguma indicação de que tais ativos sofreram alguma perda por redução ao valor recuperável. Se houver tal indicação, o montante recuperável do ativo é estimado e se alguma perda for mensurada, será imediatamente reconhecida no resultado. A Companhia verificou que não há qualquer indicador de desvalorização que requeira qualquer provisionamento.

4.2 Práticas contábeis específicas

As práticas contábeis regulatórias utilizadas na preparação destas Demonstrações Contábeis são as mesmas adotadas nas Demonstrações Contábeis Societárias de 31 de dezembro de 2015, exceto quanto ao que se estabelece abaixo:

Imobilizado em serviço: Compreende o custo de aquisição ou construção, acrescido do valor de reavaliação compulsória registrado em 30 de setembro de 2015 movimentado por adições, baixas e depreciação até 31 de dezembro de 2015. Os bens e direitos em função do serviço são cadastrados e controlados em conformidade com a Resolução Normativa ANEEL n° 674, de 11 de agosto de 2015.

A depreciação é calculada pelo método linear, tomando-se por base os saldos contábeis registrados conforme legislação vigente. As taxas anuais de depreciação estão determinadas nas tabelas anexas à Resolução Normativa ANEEL nº 674 publicada em 11 de agosto de 2015. O valor residual de um ativo pode aumentar ou diminuir em eventuais processos promovidos pela ANEEL de revisão das taxas de depreciação regulatória.

Imobilizado em curso: Os custos de mão de obra própria e serviços de terceiros são capitalizados como investimentos realizados no período. Os custos das áreas suporte e que são elegíveis para capitalização são apropriados como investimentos mensalmente proporcionais à alocação da mão de obra de instalação dos investimentos. A alocação dos custos é prevista no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico.

Intangível: Compreende servidão e software e são registrados ao custo de aquisição ou realização. A amortização, quando for o caso, é calculada pelo método linear.

Obrigações especiais vinculadas à concessão: As obrigações especiais representam doações, subvenções e recursos pagos por terceiros para investimentos e cobertura dos custos necessários para atendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica. O saldo das contas de obrigações especiais é amortizado pela taxa média de depreciação dos ativos da conta de máquinas e equipamentos homologados pela ANEEL no 4º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica.

Reserva de reavaliação: Em cumprimento à Resolução Normativa ANEEL nº 396 de 23 de fevereiro de 2010 e atualizações, a Companhia registra, a cada Revisão Tarifária Periódica, uma reavaliação regulatória compulsória, que corresponde ao montante decorrente da diferença entre o valor contábil e o Valor Novo de Reposição – VNR do Ativo Imobilizado em Serviço – AIS, sem atualizações monetárias posteriores, este registro é feito diretamente contra outros resultados abrangentes, líquidos dos efeitos tributários.

Posteriormente ao registro, as movimentações por baixa, depreciação e amortização dos bens reavaliados são realizadas contra lucros acumulados, líquidas dos efeitos tributários.

A última revisão tarifária, ocorrida em 2015, resultou em uma atualização de R$ 415.918 (R$ 274.506 líquido dos efeitos tributários).

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5. CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS.

Composição das Contas a Receber

VALORES CORRENTES VALORES RENEGOCIADOSCORRENTE A

VENCERCORRENTE VENCIDA

RENEGOCIADA A VENCER

RENEGOCIADA VENCIDA

Fornecimento de Energia 688.097 175.026 25.344 23.981 9.951 (55.453) 81.745 9.445 12.480 (24.927) 945.689 826.866

- Residencial 123.035 99.707 12.906 15.001 308 (38.125) 15.662 3.571 4.684 (5.783) 230.966 240.644

- Industrial 57.230 27.541 6.753 2.610 9.391 (6.083) 22.148 3.541 5.208 (6.604) 121.735 102.817

- Comercial 54.090 26.998 2.697 4.384 174 (8.522) 7.839 1.277 1.589 (2.212) 88.314 91.709

- Rural 16.554 9.363 1.557 1.656 66 (2.535) 1.897 408 837 (767) 29.036 30.147

- Poderes Públicos 13.691 3.373 385 86 3 (65) 17.956 583 162 (3.072) 33.102 18.132

- Iluminação Pública 15.792 3.948 648 101 - - 1.605 - - (310) 21.784 21.580

- Serviço Público 17.437 3.872 324 66 - (14) 14.638 65 - (6.179) 30.209 16.354

- Serviço Taxado 117 224 74 77 9 (109) - - - - 392 471

- Fornecimento Não Faturado 390.719 - - - - - - - - - 390.719 318.588

- ( - ) Arrecadação Processo Classif. (568) - - - - - - - - - (568) (13.576)

Suprimento Energia - Moeda Nacional 19.004 - - - - - - - - - 19.004 19.004

Encargos de Uso da Rede Elétrica 131.982 80.969 12.516 11.459 4.636 - - - - - 241.562 3.981

Aliquota efetiva (65.506) - - - - - - - - - (65.506) (69.975)

Outros 2.339 5.839 1.240 1.343 2.608 - - - - - 13.369 6.995

TOTAL 775.916 261.834 39.100 36.783 17.195 (55.453) 81.745 9.445 12.480 (24.927) 1.154.118 768.568

D E S C R I Ç Ã O (Em milhares de reais)

2015 2015

Provisão p/ Devedores DuvidososAté 60 dias Até 90 dias

De 91 a 180 dias

De 181 a 360 dias

Mais de 360 dias

Até 60 dias Até 60 diasMais de 60

dias

Provisão p/ Devedores Duvidosos

TOTAL 2015 TOTAL 2014

Em 31 de dezembro de 2015 o giro médio do contas a receber de clientes finais era 42 dias (30 dias em dezembro de 2014), refletindo a deterioração das condições econômicas do país e de endividamento das famílias. Sobre as faturas atrasadas incidem 1% ao mês, além da multa de 2% e atualização monetária pelo IGP-M contabilizados apenas no momento da arrecadação/recebimento da fatura em atraso.

Até dezembro de 2014 a administração da Companhia constituía provisão para créditos de liquidação duvidosa pelo valor integral da fatura a partir do 91º dia de atraso. A partir de janeiro de 2015, a Companhia adotou nova política para Provisão de Créditos de Liquidação Duvidosas, cuja metodologia é mais aderente à curva de pagamento dos clientes, uma vez que tem como premissa de provisionamento o histórico do comportamento de pagamento dos clientes dentro de cada faixa de vencimento do débito. Adicionalmente, a Companhia realiza análises individuais de acordo com o histórico de inadimplemento de clientes considerados críticos.

Em 2014 a Companhia possuía o montante de R$ 42.436 de provisão para créditos de liquidação duvidosa e em 2015 o montante de R$ 80.381 com impacto de R$ 73.767 no resultado do período. O aumento das Provisões para Crédito de Liquidação Duvidosa reflete o efeito da elevação das tarifas, combinado a uma conjuntura econômica adversa, que vem afetando o poder aquisitivo e a capacidade de pagamento dos clientes, cujos impactos tem sido suavizados pelas assertivas ações de cobrança conduzida pela Companhia.

Este ano foi baixado como incobrável do saldo de Contas a Receber o montante de R$ 35.822 decorrentes de saldos em atraso, cujos esforços para recebimento foram substancialmente aplicados, buscando renegociações, negativações, protestos de títulos, cobrança judicial, entre outros, porém a Companhia não obteve sucesso.

31/12/2014 Adições Reversão da Provisão

Baixas de Incobráveis

31/12/2015

Provisão para créditos de liquidação duvidosa

42.436 86.671 (12.904) (35.822) 80.381

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6. IMOBILIZADO E INTANGÍVEL

Em 31 de dezembro de 2015, a Companhia possui o montante de R$ 3.581.468 (R$ 3.061.678 em 31 de dezembro de 2014) registrado na rubrica de imobilizado, conforme demonstrado no quadro a seguir:

Imobilizado (Em milhares de reais)

Valor Bruto em

31/12/2014*

Adições(A)

Baixas(B)

Transferências(C)

Reavaliação Outros (*)Valor Bruto

Total 31/12/2015

Adições Líquidas

= (A)-(B)+(C)

Depreciação Acum.

Valor Líquido em 31/12/2015

Valor Líquido em 31/12/2014*

Obrigações Especiais

Brutas

Amortização Acum.

Obrigações Especiais Líquidas

Ativo Imobilizado em ServiçoGeração 2.505 - - 4.081 193 12 6.791 4.081 (746) 6.045 2.286 - - - Máquinas e Equipamentos 2.505 - - 4.081 193 12 6.791 4.081 (746) 6.045 2.286 - - -

Distribuição 6.575.911 - (302.239) 468.139 1.146.316 5.103 7.893.230 165.900 (4.711.209) 3.182.021 2.579.543 (926.906) 258.886 (668.020) Terrenos 35.120 - (292) 3.216 6.564 763 45.371 2.924 - 45.371 35.120 - - - Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 70.359 - (2.853) 5.845 14.365 (6.331) 81.385 2.992 (49.407) 31.978 28.660 - - - Máquinas e Equipamentos 6.326.184 - (282.371) 448.353 1.072.022 62.378 7.626.566 165.982 (4.550.681) 3.075.885 2.473.135 (926.906) 258.886 (668.020) Veículos 124.927 - (16.723) 10.417 47.423 (50.440) 115.604 (6.306) (91.802) 23.802 38.480 - - - Móveis e Utensílios 19.321 - - 308 5.942 (1.267) 24.304 308 (19.319) 4.985 4.148 - - -

Administração 117.935 - (4.910) 8.747 23.547 (5.213) 140.106 3.837 (87.670) 52.436 50.241 - - - Terrenos - - - - 763 (763) - - - - - - - - Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 18.631 - (1.536) 132 2.366 (1.984) 17.609 (1.404) (10.067) 7.542 9.269 - - - Máquinas e Equipamentos 61.780 - (307) 5.779 (16.796) 27.971 78.427 5.472 (48.576) 29.851 25.322 - - - Veículos 5.524 - (3.067) 2.714 2.934 (2.288) 5.817 (353) (1.529) 4.288 2.651 - - - Móveis e Utensílios 32.000 - - 122 34.280 (28.149) 38.253 122 (27.498) 10.755 12.999 - - -

Subtotal 6.696.351 - (307.149) 480.967 1.170.056 (98) 8.040.127 173.818 (4.799.625) 3.240.502 2.632.070 (926.906) 258.886 (668.020)

Ativo Imobilizado em Curso (Em milhares de reais)

Valor Bruto em

31/12/2014*

Adições(A)

Baixas(B)

Transferências(C)

Reavaliação Outros (*) Valor Bruto

Total 31/12/2015

Adições Líquidas

= (A)-(B)+(C)

Depreciação Acum.


Valor Líquido em 31/12/2014*

Obrigações Especiais

Brutas

Amortização Acum.

Obrigações Especiais Líquidas

Distribuição 418.702 388.473 (49) (469.716) - - 337.410 (81.292) - 337.410 418.702 (45.659) - (45.659) Máquinas e Equipamentos 305.743 366.980 - (455.013) - - 217.710 (88.033) - 217.710 305.743 (45.659) - (45.659) Outros 112.959 21.493 (49) (14.703) - - 119.700 6.741 - 119.700 112.959 - - -

Administração 10.906 6.671 - (14.021) - - 3.556 (7.350) - 3.556 10.906 - - - Máquinas e Equipamentos 6.888 4.241 - (8.545) - - 2.584 (4.304) - 2.584 6.888 - - - Outros 4.018 2.430 - (5.476) - - 972 (3.046) - 972 4.018 - - -

Subtotal 429.608 395.144 (49) (483.737) - - 340.966 (88.642) - 340.966 429.608 (45.659) - (45.659) - - - - - - - - - - - - - 0

Total do Ativo Imobilizado 7.125.959 395.144 (307.198) (2.770) 1.170.056 (98) 8.381.093 85.176 (4.799.625) 3.581.468 3.061.678 (972.565) 258.886 (713.679)


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Em 31 de dezembro de 2015, a Companhia possui o montante de R$ 154.175 (R$ 124.543 em 31 de dezembro de 2014) registrado na rubrica de intangível, conforme demonstrado no quadro a seguir:

Intangível (Em milhares de reais)

Valor Bruto em

31/12/2014*

Adições(A)

Baixas(B)

Transferências(C)


em 31/12/2015

Adições Líquidas

= (A)-(B)+(C)

Amortização Acum.


Valor Líquido em

31/12/2014*

Ativo Intangível em ServiçoDistribuição 70.683 - - 10.339 19.954 (3.671) 97.305 10.339 - 97.305 70.683 Servidões 70.683 - - 10.339 19.954 (3.671) 97.305 10.339 - 97.305 70.683

Administração 152.468 - - 21.116 29.553 3.769 206.906 21.116 (167.046) 39.860 28.719 Softwares 152.468 - - 21.116 29.546 3.532 206.662 21.116 (167.046) 39.616 28.719 Outros - - - - 7 237 244 - - 244 -

Subtotal 223.151 - - 31.455 49.507 98 304.211 31.455 (167.046) 137.165 99.402

Ativo Intangível em Curso (Em milhares de reais)

Valor Bruto em

31/12/2014*

Adições(A)

Baixas(B)

Transferências(C)


em 31/12/2015

Adições Líquidas

= (A)-(B)+(C)

Amortização Acum.


Valor Líquido em

31/12/2014*Distribuição 5.074 1.235 - (3.794) - - 2.515 (2.559) - 2.515 5.074 Servidões 5.074 1.235 - (3.794) - - 2.515 (2.559) - 2.515 5.074

,Administração 20.067 19.319 - (24.892) - - 14.494 (5.573) - 14.495 20.067 Softwares 20.067 19.319 - (24.892) - - 14.494 (5.573) - 14.495 20.067

Subtotal 25.141 20.554 - (28.686) - - 17.009 (8.132) - 17.010 25.141

Total do Ativo Intangível 248.292 20.554 - 2.769 49.507 98 321.220 23.323 (167.046) 154.175 124.543

* As colunas denominadas “Outros” apresentadas nos quadros acima, referem-se aos efeitos das reclassificações entre os grupos de Ativos Imobilizados e Ativos Imobilizados Intangíveis em função das alterações promovidas no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, sendo este efeito anulado na consolidação dos quadros.


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A composição da conta de Máquinas e Equipamentos em Serviço se apresenta a seguir:

Distribuição - Máquinas e Equipamentos

(Em milhares de reais)

Valor Bruto em

31/12/2014*

Adições(A)

Baixas(B)

Transferências(C)

Reavaliação OutrosValor Bruto

em 31/12/2015

Adições Líquidas

= (A)-(B)+(C)

AIS Bruto 6.326.184 - (282.369) 448.355 1.072.023 62.378 7.626.571 730.724 Transformador de Distribuição 816.665 - (12.243) 50.970 138.139 - 993.531 38.727 Medidor 572.416 - (19.492) 44.318 96.295 - 693.537 24.826 Redes Baixa Tensão ( < 2,3 kV) 755.026 - (29.502) 26.672 126.474 7.441 886.111 (2.830) Redes Média Tensão (2,3 kV a 44 kV) 3.107.230 - (121.599) 126.379 521.519 30.570 3.664.099 4.780 Redes Alta Tensão (69 kV) 53.409 - (20) 42.706 16.004 - 112.099 42.686 Redes Alta Tensão (88 kV a 138 kV) 200.954 - (8) 11.517 35.385 1 247.849 11.509 Subestações Média Tensão (primário 30 kV a 44 kV) 62.555 - (8.933) 10.263 10.044 - 73.929 1.330 Subestações Alta Tensão (primário de 69 kV) 110.041 - (19.771) 8.773 16.055 - 115.098 (10.998) Subestações Alta Tensão (primário 88 kV a 138 kV) 509.008 - (69.053) 104.954 87.883 2.015 634.807 35.901 Demais Máquinas e Equipamentos 138.880 - (1.748) 21.803 24.225 22.351 205.511 20.055

Obrigações Especiais do AIS Bruto (651.410) (2.499) - (153.794) (119.203) - (926.906) (156.293) Participações, Doações, Subvenções, PEE, P&D, Universalização (651.410) (2.499) - (153.794) (119.203) - (926.906) (156.293)


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2015 2014*

Taxas Anuais Médias de Depreciação (%)

BrutoDepreciação e Amortização Acumulada

Valor Líquido

Valor Líquido

De 4%a.a. à 20% a.a. 6.533 (652) 5.881 2.282 De 4%a.a. à 20% a.a. 258 (93) 165 4

De 2%a.a. à 16,67% a.a. 4.353.568 (1.774.403) 2.579.165 2.273.409 De 2%a.a. à 16,67% a.a. 3.636.971 (2.936.808) 700.163 376.820

De 3,33%a.a. à 20% a.a. 240.958 (150.656) 90.302 83.917 De 3,33%a.a. à 20% a.a. 106.055 (104.060) 1.995 (4.959)

339.926 - 339.926 423.776 18.050 - 18.050 30.972

1- - 1- 2- 8.702.319 (4.966.672) 3.735.647 3.186.221 *

* O valor total de R$ 3.186.221 apresentado no quadro acima reflete a somatória entre os valores de R$ 3.061.678 apresentado como valor líquido em 31 de dezembro de 2014 na planilha de Ativo Imobilizado e R$ 124.543 que também está apresentado como valor líquido em 31 de dezembro de 2014 na planilha de Ativo Intangível. A composição das adições do exercício, por tipo de gastos capitalizados, é como segue:

Adições do Ativo Imobilizado e Intangível em Curso (Em milhares de reais)

Material / Equipamentos

Serviços de Terceiros

Mão de Obra

Própria

Juros Capitalizados

Outros Gastos

Total

Terrenos - - - - 7.319 7.319 Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 6.332 - - - 1.438 7.770 Máquinas e Equipamentos 183.955 37.546 96.385 2.024 51.361 371.271 Móveis e Utensílios - - - - 1.037 1.037 Transformação, Fabricação e Reparo de Materiais 2.583 - - - - 2.583 Material em Depósito (315) - - - - (315) Depósitos Judiciais - - - - (4.014) (4.014) Outros (veiculos e intangíveis) 554 88 728 - 28.677 30.047

Total do Imobilizado em Curso 193.109 37.634 97.113 2.024 85.818 415.698 *

* O valor total de R$ 415.698 apresentado no quadro acima reflete a somatória entre os valores de R$ 395.144 apresentado como “Adições” na planilha de Ativo Imobilizado e R$ 20.554 que também está apresentado como “Adições” na planilha de Ativo Intangível.

Reserva de Reavaliação

Conforme já apresentado no item 4.2, a reserva de reavaliação foi contabilizada no montante de R$ 415.918 (R$ 274.506 líquidos dos efeitos tributários), dos quais R$ 88.460 (R$ 58.384 líquido dos efeitos tributários) referem-se a realização ao longo do exercício de 2015.

As principais taxas anuais de depreciação por macroatividade, de acordo com a Resolução ANEEL nº 674/2015, são as seguintes:

Taxas Anuais de Depreciação (%)

DistribuiçãoBanco de Capacitores 5,00% ate 6,67%Chave de Distribuição 3,33% ate 6,67%Condutor do Sistema 2,70% ate 3,57%Estrutura do Sistema 2,70% ate 3,57%Regulador de Tensão 3,45% ate 4,35%Transformador 3,70% ate 4,00%

Administração CentralVeículos 14,29%Equipamento Geral 6,25%Equipamentos de Informática 16,67%Software 20,00%

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De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019 de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados na geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica são vinculados a estes serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. O ato normativo que regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica concede autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada para aplicação na concessão.

As dez principais adições (pelo critério de valor) ao imobilizado em serviço no exercício foram:

TUC Codificação Quantidade UMem milhares

de reais

1. CONDUTOR, = >69KV, ALUM ALMA DE AÇO, NU,336,4 MCM, MONOFÁSICO/UNIPOLAR 190 190010301230100 187.938,95 KG 34.348


3. MEDIDOR, ELETRÔNICO, ENERGIA, BIFÁSICO, 295 295110102070101 19.448,00 UN 5.271

4. MEDIDOR, ELETRÔNICO, ENERGIA, BIFÁSICO,N/A, SEM MÓDULO, SEM MÓDULO 295 295110102070101 15.058,00 UN 4.879


6.

TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO, AÉREO, ANT ATÉ 13,8KV, 220/127V,ANT ATÉ 15 KVA,

TRIFÁSICO/TRIPOLAR, CONVENCIONAL 565 565011392070301 543,00 UN 3.679

7. EQUIPAMENTO GERAL, DE SERVIÇO, 230 230100000000000 250,00 UN 3.397

8. SUBESTACAO SF6, SUBESTAÇÃO SF 6, ANT ATÉ 138KV, ANT ATÉ 138KV,ANT ATÉ 25 MVA 540 540018282880000 1,00 UN 3.319

9. SUBESTACAO SF6, SUBESTAÇÃO SF 6, ANT ATÉ 138KV, ANT ATÉ 138KV,ANT ATÉ 25 MVA 540 540018282880000 1,00 UN 3.152

10.

SUBESTAÇÃO UNITÁRIA, SUBESTAÇÃO UNITÁRIA, ANT ATÉ 138KV, ANT ATÉ 138KV,ANT ATÉ 35

KVA 545 545018234900000 1,00 UN 2.897

Total 71.897

Descrição do Bem

As dez principais baixas (pelo critério de valor) do imobilizado em serviço no exercício foram:

TUC Codificação Quantidade UMem milhares

de reais

1. TF 138KV, 13,8KV,5 MVA, TRIFÁSICO, SEM COMUTADOR 570 570018213770302 1 UN 5.111

2. TF 138KV,13,8KV, 10 MVA, TRIFÁSICO, COM COMUTADOR 570 570018213820301 1 UN 5.062

3. TF 138KV, 13,8KV, 33 MVA, TRIFÁSICO, COM COMUTADOR 570 570018213910301 1 UN 5.062

4. POSTE, CIRCULAR, CONCRETO,11 M, ANT ATÉ 200 DAN 255 255010101111400 3.207 UN 4.367

5. TF 138KV,13,8KV,30 MVA, TRIFÁSICO, COM COMUTADOR 570 570018213900301 1 UN 4.311

6. POSTE, CIRCULAR, MADEIRA,10 M- 10,5 M, MÉDIO(MADEIRA) 255 255010102108100 3.133 UN 4.266

7. TC, 15,0KV, 120:1,300X600-5A, OUTRAS CLA. NÃO ESPEC., EXTERNO 575 575011505149902 1 UN 3.175

8. TF 138KV, 13,8KV, 18,75 MVA, TRIFÁSICO, COM COMUTADOR 570 570018213860301 1 UN 3.159

9. TF 138KV, 13,8KV, 18,75 MVA, TRIFÁSICO, COM COMUTADOR 570 570018213860301 1 UN 3.159

10. TF 138KV, 34,5KV,12,5 MVA, TRIFÁSICO, COM COMUTADOR 570 570018234830301 1 UN 2.815

Total 40.488

Descrição do Bem

7. OBRIGAÇÕES VINCULADAS À CONCESSÃO DO SERVIÇO PUBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA

São obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica que representam um passivo financeiro, constituído por valores e/ou bens recebidos de Municípios, de Estados, da União Federal e de consumidores em geral, relativos a doações e participação em investimentos realizados em parceria com a Outorgada. Inclui também neste subgrupo os recursos de Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Pesquisa de Eficiência Energética - PEE aplicados no Ativo Imobilizado. Abaixo, composição destas obrigações:

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Amortização / Taxa Média

Anual

Custo Histórico

Reavaliação Total

3,88% a.a. (38.884) (32.785) (71.669) 3,88% a.a. (340.340) (197.042) (537.382) 3,88% a.a. (180.273) (128.685) (308.958) 3,88% a.a. (2.999) (2.621) (5.620) 3,88% a.a. (1.754) (1.523) (3.277)

3,88% a.a. 11.802 10.020 21.822 3,88% a.a. 80.215 64.156 144.371 3,88% a.a. 48.935 41.086 90.021 3,88% a.a. 952 809 1.761 3,88% a.a. 487 424 911

Total (421.859) (246.161) (668.020)

Obrigações Especiais (Em milhares de reais)

Pesquisa e Desenvolvimento

Em ServiçoParticipação da União, Estados e MunicípiosParticipação Financeira do ConsumidorDoações e Subv. a Invest. no Serviço ConcedidoPrograma de Eficiência Energética - PEE

(-) Amortização Acumulada - AISParticipação da União, Estados e MunicípiosParticipação Financeira do ConsumidorDoações e Subv. a Invest. no Serviço ConcedidoPrograma de Eficiência Energética - PEEPesquisa e Desenvolvimento

A taxa de 3,88% para amortização de obrigações especiais é definida a partir da média da vida útil dos ativos da conta de máquinas e equipamentos. Essa taxa era de 3,95% até fevereiro de 2015, data de corte para as inclusões na Base de Remuneração Regulatória do 4º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica.

A movimentação ocorrida no exercício pode assim ser resumida:

Valor Bruto em

31/12/2014Adições (A) Baixas (B)

Transferências (C)


em 31/12/2015

Adições Líquidas = (A)-(B)+(C)

Amortização Acum.



(651.410) (2.499) - (153.794) (119.203) - (926.906) (156.293) 258.886 (668.020) (521.608) (59.916) (1.047) - - (10.705) - (71.668) (1.047) 21.822 (49.846) (48.908)

(350.820) 1.624 - (123.241) (64.946) - (537.383) (121.617) 144.372 (393.011) (279.045) (233.126) (3.076) - (30.553) (42.203) - (308.958) (33.629) 90.021 (218.937) (187.449)

(4.768) - - - (852) - (5.620) - 1.760 (3.860) (3.878) (2.780) - - - (497) - (3.277) - 911 (2.366) (2.328)

129.802 28.665 - - 100.419 - 258.886 28.665 - - - 11.008 2.448 - - 8.366 - 21.822 2.448 - - - 71.775 16.170 - - 56.427 - 144.372 16.170 - - - 45.677 9.740 - - 34.604 - 90.021 9.740 - - -

890 194 - - 676 - 1.760 194 - - - 452 113 - - 346 - 911 113 - - -

Valor Bruto em

31/12/2014Adições (A) Baixas (B)

Transferências (C)


em 31/12/2015

Adições Líquidas = (A)-(B)+(C)

Amortização Acum.



(154.674) (49.000) - 153.794 - 4.221 (45.659) 104.794 - (45.659) (154.674) (45.567) (12.754) - 14.725 - - (43.596) 1.971 - (43.596) (45.567) (5.985) (29.164) - 28.872 - 4.221 (2.056) (292) - (2.056) (5.985)

(103.122) (7.082) - 110.197 - - (7) 103.115 - (7) (103.122) Ultrapassagem de Demanda (103.122) (7.082) - 110.197 7 - 0 103.115 - 0 (103.122) Outros - - - - (7) - (7) - (7) -

Total Obrigações Especiais 258.886 (713.679) (676.282)



Pesquisa e Desenvolvimento

Em ServiçoParticipação da União, Estados e MunicípiosParticipação Financeira do ConsumidorDoações e Sub. a Investimentos no Serviço ConcedidoPrograma de Eficiência Energética - PEE

(-) Amortização Acumulada - AISParticipação da União, Estados e MunicípiosParticipação Financeira do ConsumidorDoações e Sub. a Investimentos no Serviço ConcedidoPrograma de Eficiência Energética - PEEPesquisa e Desenvolvimento

Em Curso

Outros

Participação Financeira do ConsumidorDoações e Sub. a Investimentos no Serviço Concedido


As principais adições de obrigações especiais no exercício foram:

em milhares de reais

1. Incorporação Subestação (3.255)2. Incorporação Subestação - RAMAL 138 KV - RAMAL SINTO BR (1.681)3. Incorporação de Redes (899)4. Incorporação de Redes (731)5. Incorporação de Redes (642)6. Incorporação de Redes (531)7. Incorporação de Redes (493)8. Incorporação de Redes (487)

9. Participação Financeira do Consumidor (394)

10.Incorporação de Redes (356)

Descrição do Bem

8. ATIVOS E PASSIVOS FINANCEIROS SETORIAIS

O Acordo Geral do Setor Elétrico, assinado em 2001, e a nova regulamentação do setor de energia elétrica implicaram na constituição de diversos ativos e passivos financeiros setoriais. O Contrato de

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Concessão estabelece que a Elektro deve passar pelo processo de Revisão Tarifária a cada quatro anos e Reajuste Tarifário anual.

A Revisão Tarifária tem como objetivo preservar o equilíbrio econômico-financeiro da concessão, assegurando uma tarifa justa para os consumidores, estimulando o aumento da eficiência e a qualidade do serviço prestado pela Distribuidora, além de preservar a atratividade financeira para os investidores. Sendo assim, por meio da Resolução nº 1.944 de 25 de agosto de 2015, a ANEEL autorizou a Companhia a aplicar em suas tarifas de fornecimento, a partir de 27 de agosto de 2015, reajuste médio de 4,20%, sendo composto por 1,23% referente ao índice de Reajuste Tarifário e 2,97% referente aos componentes financeiros pertinentes, dentre os quais, a CVA, representando o total de R$ 704.947, sendo composta por duas parcelas: a CVA em processamento, relativa ao ano tarifário 2014 – 2015, no valor de R$ 696.538, e o saldo a compensar da CVA de períodos anteriores no valor de R$ 8.409, no quadro abaixo estes valores estão apresentados líquidos dos recebimentos e devoluções ocorridas até 31 de dezembro de 2015. Os saldos reconhecidos de ativos e passivos financeiros setoriais, e suas naturezas, estão descritos abaixo:

Ativos Financeiros Setoriais

(Em milhares de reais) Item

Saldo em 31/12/2014

Adição Amortização Remuneração TransferênciasSaldo em

31/12/2015Valores em Amortização

Valores em Constituição

CirculanteNão

Circulante

CVA Ativa 392.838 174.161 (84.496) 22.430 150.501 655.434 311.492 343.941 454.802 200.631 Aquisição de Energia - (CVAenerg) 8.1 341.005 (174.632) (9.909) 10.868 69.028 236.360 236.361 - 236.361 - Custo da Energia de Itaipu 8.1 - 239.082 89 4.542 (11.574) 232.139 - 232.137 96.724 135.413 Proinfa 2.830 (1.413) (2.833) 1.417 - 1 - - - - Transporte Rede Básica 31.803 18.176 (24.646) 2.264 - 27.597 17.266 10.331 21.571 6.026 Transporte de Energia - Itaipu 950 3.983 (514) 166 - 4.585 820 3.765 2.389 2.196 ESS - 934 (1.097) 170 (7) - - - - - CDE 16.250 88.031 (45.586) 3.003 93.054 154.752 57.045 97.708 97.757 56.996

Demais Ativos Financeiros Setoriais 394.197 347.999 (368.993) 35.286 (115.718) 292.771 82.895 209.877 170.344 122.428 Quota Parte de Energia Nuclear 8.2.1 18.127 1 (13.397) - - 4.731 4.731 - 4.731 - Neutralidade da Parcela A 8.2.2 - 150.730 (4.507) 3.298 (93.054) 56.467 4.195 52.272 25.975 30.492 Sobrecontratação de Energia 8.2.3 372.421 197.268 (349.622) 33.708 (22.664) 231.111 73.507 157.605 139.176 91.936 Outros 3.649 - (1.467) (1.720) - 462 462 - 462 -

Total Ativos Financeiros Setoriais 787.035 522.160 (453.489) 57.716 34.783 948.205 394.387 553.818 625.146 323.059

Passivos Financeiros Setoriais(Em milhares de reais)

Item Saldo em 31/12/2014

Adição Amortização Remuneração TransferênciasSaldo em

31/12/2015Valores em Amortização

Valores em Constituição

CirculanteNão

Circulante

CVA Passiva 198.263 307.345 - 30.130 15.976 - 34.783 456.671 104.713 351.957 251.362 205.308 Aquisição de Energia - (CVAenerg) 8.1 - 319.662 - 11.434 8.088 - 316.316 - 316.315 131.798 184.517 Custo da Energia de Itaipu 34.890 - - - 107 - 34.783 - - - - - Proinfa - 2.770 - 1.245 129 - 1.654 1.654 - 1.654 - ESS / Coner 8.1 163.373 - 15.087 - 17.451 7.866 - 138.701 103.059 35.642 117.910 20.791

Demais Passivos Financeiros Setoriais 189.053 8.672 - 69.028 - 50.063 - 78.634 169 78.466 20.121 58.514 Neutralidade da Parcela A 8.2.2 7.504 - - 7.504 - - - - - - - Devoluções Tarifárias 8.2.5 96.983 30.582 - 61.636 - - 65.929 - 65.929 14.728 51.201 Outros 8.2.4 84.566 - 21.910 112 - 50.063 - 12.705 169 12.537 5.393 7.313

Total Passivos Financeiros Setoriais 387.316 316.017 - 99.158 - 34.087 - 34.783 535.305 104.882 430.423 271.483 263.822

8.1 Conta de compensação de variação de custos da “Parcela A”

Os valores a receber e a devolver de Parcela A referem-se às variações entre os custos não gerenciáveis efetivamente incorridos e os custos fixados quando da determinação da tarifa nas Revisões e/ou nos Reajustes Tarifários. Estes valores garantem a neutralidade tarifária da Parcela A.

Os valores de CVA representados no quadro acima na coluna “valores em amortização”, estão líquidos dos recebimentos ocorridos dentro do exercício, sendo seu saldo em 31 de dezembro de 2015: (i) R$ 236.360 referente à CVA de aquisição de energia já deduzido do recebimento de bandeira tarifária referente aos meses de janeiro a maio de 2015; e (ii) R$ 103.059 registrados como CVA de ESS e CONER passiva referente à devolução dos valores recebidos via CONER para abater o saldo a pagar das distribuidoras no mercado de curto prazo do período de junho a dezembro de 2014 e dos valores recebidos via bandeira tarifaria para cobertura desse item também deduzidos dos pagamentos ocorridos.

Os valores em constituição referem-se à apuração do saldo de CVA para repasse no próximo processo tarifário de acordo com legislação e regras vigentes. Em 31 de dezembro de 2015, a Companhia possui os seguintes montantes registrados: (i) R$ 232.139 referente ao custo de energia de Itaipu decorrente da alta do dólar em 2015; (ii) R$ 316.316 decorrente da redução no custo de energia devido ao acréscimo de contratos de cotas em 2015 e dos valores recebidos de Bandeiras Tarifárias do período de junho a dezembro de 2015; e (iii) R$ 35.642 a devolver devido aos valores recebidos via CONER.

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Os valores da Parcela “A” são atualizados pela variação da SELIC até o mês efetivo da sua compensação, tendo como limite dois anos para sua realização, e a medida que são amortizados na tarifa, a Companhia transfere o valor correspondente registrado no ativo para o resultado.

A expectativa da Companhia é que os montantes classificados no ativo não circulante sejam recuperados até agosto de 2017.

8.2 Demais ativos e passivos financeiros setoriais

8.2.1 Quota parte de energia nuclear

Em 9 de dezembro de 2009, a Lei nº 12.111 alterou a regulamentação referente à comercialização da energia Eletronuclear, estabelecendo que, a partir de 1º de janeiro de 2013, o pagamento à Eletronuclear da receita decorrente da geração da energia de Angra 1 e 2 será rateado entre todas as Companhias de serviço público de distribuição no Sistema Interligado Nacional – SIN, sendo a tarifa dessa energia proveniente da Eletronuclear calculada e homologada anualmente pela ANEEL.

Adicionalmente, o art. 12 da Lei nº 12.111/2009 autoriza a Eletronuclear a repassar para Furnas, entre 2013 e 2015, o diferencial verificado entre 2010 e 2012, entre a variação da tarifa praticada pela Eletronuclear e a tarifa de referência.

8.2.2 Neutralidade da Parcela A

Em conformidade ao disposto na Subcláusula Décima da Cláusula Oitava do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior. O total remanescente das diferenças a receber dos consumidores homologado pela Resolução Homologatória nº 1.944 representa um saldo de R$ 4.195.

Em julho de 2015, a Associação Brasileira Consumidores de Energia – ABRACE ajuizou uma ação questionando determinados componentes da CDE e obteve uma liminar que permitiu a isenção parcial do pagamento desse encargo para os seus associados, tendo sido fixada pela ANEEL uma nova tarifa para esses clientes. A diferença no faturamento referente à isenção parcial foi compensada através da constituição de neutralidade.

Em 31 de dezembro de 2015, o ativo em constituição é de R$ 52.272 decorrente da queda de mercado e da ABRACE, e deverá ser considerado no próximo processo tarifário.

8.2.3 Sobrecontratação de Energia

Através do art. 38 do Decreto nº 5.163 de 30 de julho de 2004, o órgão regulador impõe penalidades aos agentes de distribuição que não apresentarem contratos de energia para 100% do seu mercado e permite uma flexibilidade de superar o montante total da energia elétrica contratada de 5% em relação à carga anual de fornecimento do agente de distribuição. O repasse dos custos de aquisição de energia elétrica às tarifas dos consumidores finais é permitido desde que esteja dentro dos limites acima. Este repasse foi regulamentado pela Resolução ANEEL nº 255 de 6 de março de 2007.

Diferentemente dos itens de CVA, que considera os custos incorridos no período tarifário, este componente financeiro é calculado com base na exposição ao mercado de curto prazo do ano civil anterior à data do Reajuste Tarifário.

Em 31 de dezembro de 2015, o saldo a amortizar de sobrecontratação de energia e submercados é de R$ 73.507. O saldo em constituição de R$ 157.605 refere-se aos custos adicionais com exposição involuntária no mercado de curto prazo e diferenças de preços entre submercados no ano de 2015, parcialmente compensados pelo recebimento de bandeiras tarifárias do período de janeiro a dezembro de 2015.

8.2.4 RTE Energia

Devido a uma liminar proferida em Ação Civil Pública ajuizada pelo Ministério Público Federal na região da jurisdição federal de Presidente Prudente, que afetou algumas cidades da área de concessão da Elektro e que impedia o faturamento dos adicionais tarifários relacionados à Recomposição Tarifária Extraordinária (RTE) ocorrida após o Programa de Racionamento de 2001/02 naquelas localidades, o período de cobrança foi postergado, tendo início apenas após a recuperação integral das perdas de racionamento pela Elektro. O montante atualizado de R$ 12.537 é demonstrado na linha de outros e deverá ser homologado nos próximos processos tarifários.

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8.2.5 OBE – Receita Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo

Refere-se à reversão de receita obtida através do faturamento de penalidades por ultrapassagem dos limites contratados para demanda e excedente de reativo que até o 3º Ciclo era contabilizado como redutor do ativo intangível e financeiro. Durante o 4º Ciclo esses montantes constituirão um fundo que será amortizado ao longo do Ciclo seguinte. Em 31 de dezembro de 2015 foi registrado um saldo de R$ 30.582 que compreende o período de março a dezembro de 2015 e está demonstrado na linha de devoluções tarifárias.

9. TRIBUTOS A COMPENSAR

O saldo de ICMS a recuperar refere-se a créditos na compra de bens para uso na concessão, cuja compensação ocorre em no máximo 48 meses de acordo com a legislação específica desse tributo.

10. SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS E ENCARGOS DO CONSUMIDOR

Em 2015, além do repasse da bandeira tarifária à CCRBT, ocorreu um aumento no valor das cotas do encargo CDE pago pela Companhia para recomposição da conta utilizada nos anos de 2013 e 2014, para neutralizar os impactos do alto custo de energia do mesmo período às distribuidoras. Tal aumento foi objeto de RTE ocorrida em março de 2015 (vide nota 3.2).

A Elektro não vinha recebendo a integridade de repasse dos valores de subsídios da Eletrobrás, em 6 de agosto de 2015, a Companhia obteve liminar permitindo deduzir do total a pagar de cotas CDE o montante não repassado de subsídio, o que gerou um benefício de caixa em 2015 no montante de R$ 211.376, contudo, para efeitos de divulgação e dado que tal decisão tem caráter liminar, em 31 de dezembro de 2015, a Companhia mantém registrado no ativo os valores a receber de subsídios no montante de R$ 232.535 (R$ 125.113 em 2014) e no passivo do montante total de R$ 335.364 (R$ 7.307 em 2014), o valor da obrigação a recolher referente as cotas CDE era de R$ 333.820.

11. DEPÓSITOS JUDICIAIS

(i) Refere-se ao processo descrito na nota 19.

O montante de R$ 36.660 em 31 de dezembro de 2015 (R$ 34.653 em 2014) refere-se ao valor atualizado do depósito judicial efetuado em 29 de outubro de 2004 nos autos da ação que questiona o recolhimento da COFINS nos termos previstos pela Lei Complementar nº 70/91 e Lei nº 9.178/98, considerando a incidência somente sobre o faturamento, excetuando-se as receitas financeiras de qualquer natureza.

31/12/2015 31/12/2014

ICMS a recuperar 120.254 96.076 Imposto de renda e contribuição social sobre lucro líquido 42.011 25.273 PIS e COFINS a recuperar 3.052 - Total 165.317 121.349

Ativo circulante 81.257 40.579 Ativo não circulante 84.060 80.770

31/12/2015 31/12/2014

Incidência da COFINS sobre o faturamento 36.660 34.653

Legado "EPC" - Empresa Paranaense Comercializadora Ltda. (i) 32.390 29.419

Outros processos de natureza Trabalhista, Cível e Tributária 42.210 38.009

111.260 102.081

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12. FORNECEDORES E SUPRIDORES DE ENERGIA ELÉTRICA

Em 31 de dezembro de 2015, a Companhia apresenta maior saldo de supridores de energia elétrica devido ao aumento de aproximadamente 46% na tarifa de compra de energia proveniente de Itaipu além do efeito de variação cambial, visto que seu faturamento ocorre em dólar.

31/12/2015 31/12/2014

Moeda nacional 483.820 449.838 Supridores de energia elétrica 401.253 391.594 Fornecedores de materiais e serviços 82.567 58.244

aMoeda estrangeira 102.510 38.233

Supridores de energia elétrica - Itaipu 102.510 38.233

Total 586.330 488.071

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13. EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS, DEBÊNTURES E ATIVOS FINANCEIROS Abertura do Endividamento – (em milhares de reais)

Juros de Principal Principal + Saldo Data Captação Tipo de Indexador Spread Data Próximo Freqüência Data Próxima Vencimento Freqüência SistemáticaCurto Prazo Curto Prazo Juros LP Total / Repactuação Garantia ou Juros % a.a. Pgto Juros Pgto Juros Amortização Final de Amortiz. Amortização 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2021+ Total

Financiamentos / Empréstimos Moeda Estrangeira 12.434 312.248 1.253.919 1.578.601 319.041 339.568 567.667 50.332 50.332 50.332 201.329 1.578.601 Banco Europeu de Investimento 6.083 50.309 452.778 509.170 out-13 Aval/Fiança CDI -0,30% 30/04/16 Semestral 31/10/16 31/10/25 Anual SAC 56.181 50.332 50.332 50.332 50.332 50.332 201.329 509.170

Linha de financiamento 4131 - Bank of Tokyo 2.408 - 173.770 176.178 mai-15 Aval/Fiança CDI 0,85% 22/03/16 Trimestral 20/06/17 20/06/18 Outro, especificar em obs.

SAC - 89.289 86.889 - - - - 176.178

Linha de financiamento 4131 - Mizuho 940 - 234.288 235.228 mar-15 Aval/Fiança CDI 1,14% 16/03/16 Trimestral 16/03/17 16/03/18 Outro, especificar

em obs. SAC - 118.084 117.144 - - - - 235.228

Linha de financiamento 4131 - Bank of Tokyo 2015 558 - 136.430 136.988 mar-15 Aval/Fiança CDI 0,79% 16/03/16 Trimestral 16/03/17 13/06/18 Outro, especificar em obs.

SAC - 81.863 55.125 - - - - 136.988

Linha de financiamento 4131 - HSBC 921 261.939 - 262.860 jun-14 Aval/Fiança CDI 0,85% 16/03/16 Trimestral 17/06/16 17/06/16 Outro, especificar

em obs. SAC 262.860 - - - - - - 262.860

Linha de financiamento 4131 - Citibank 1.524 - 256.653 258.177 fev-15 Aval/Fiança CDI 0,78% 09/03/16 Trimestral 21/01/18 21/01/18 Outro, especificar

em obs. SAC - - 258.177 - - - - 258.177

Financiamentos / Empréstimos Moeda Nacional 28.137 324.816 1.290.595 1.643.548 351.426 216.335 207.417 214.880 134.276 205.212 314.002 1.643.548

Eletrobrás - Luz para Todos SP - 1ª fase - 998 - 998 abr-08 Aval/Fiança Outro, especificar em obs. 30/01/16 Mensal 30/01/16 31/10/16 Mensal SAC 998 - - - - - - 998

Eletrobrás - Luz para Todos MS - 1ª fase - 97 - 97 abr-08 Aval/Fiança Outro, especificar em obs. 30/01/16 Mensal 30/01/16 30/12/16 Mensal SAC 97 - - - - - - 97

Eletrobrás - Luz para Todos SP - 2ª fase - 2.071 2.561 4.632 set-08 Aval/Fiança Outro, especificar em obs. 30/01/16 Mensal 30/01/16 28/02/18 Mensal SAC 1.986 2.268 378 - - - - 4.632

Eletrobrás - Luz para Todos MS - 2ª fase - 83 118 201 jul-08 Aval/Fiança Outro, especificar em obs. 30/01/16 Mensal 30/01/16 30/05/18 Mensal SAC 83 83 35 - - - - 201

Eletrobrás - Luz para Todos SP - 3ª fase - 3.550 9.005 12.555 ago-09 Aval/Fiança Outro, especificar em obs. 30/01/16 Mensal 30/01/16 30/09/19 Mensal SAC 2.792 3.550 3.550 2.663 - - - 12.555

Eletrobrás - Luz para Todos MS - 3ª fase - 46 170 216 jul-11 Aval/Fiança Outro, especificar em obs. 30/01/16 Mensal 30/01/16 30/08/20 Mensal SAC 47 46 46 46 31 - - 216

Eletrobrás - Luz para Todos SP - 4ª fase - 2.695 10.557 13.252 jan-12 Aval/Fiança Outro, especificar em obs. 30/01/16 Mensal 30/01/16 30/11/20 Mensal SAC 2.696 2.695 2.695 2.695 2.471 - - 13.252

Eletrobrás - Luz para Todos SP - 5ª fase - 2.552 12.549 15.101 jan-12 Aval/Fiança Outro, especificar em obs. 30/01/16 Mensal 30/01/16 30/11/21 Mensal SAC 2.553 2.552 2.552 2.552 2.552 2.340 - 15.101

Eletrobrás - Luz para Todos SP - 6ª fase - 1.411 8.348 9.759 out-11 Aval/Fiança Outro, especificar em obs. 30/01/16 Mensal 30/01/16 30/11/22 Mensal SAC 1.411 1.411 1.411 1.411 1.411 1.411 1.293 9.759

Eletrobrás - Luz para Todos MS - 4ª fase - 42 250 292 jan-12 Aval/Fiança Outro, especificar em obs. 30/01/16 Mensal 30/01/16 31/12/22 Mensal SAC 40 42 42 42 42 42 42 292

FINEP - 2º Ciclo 26 6.980 6.980 13.986 nov-11 Aval/Fiança Não há 4,25% 15/01/16 Mensal 15/01/16 15/12/17 Mensal SAC 7.006 6.980 - - - - - 13.986 FINEP - 3º Ciclo 10 1.185 3.556 4.751 mar-12 Aval/Fiança Não há 5,00% 15/01/16 Mensal 15/01/16 15/12/19 Mensal SAC 1.196 1.185 1.185 1.185 - - - 4.751 FINEP - 4º Ciclo 34 2.951 12.543 15.528 mai-13 Aval/Fiança Não há 5,00% 15/01/16 Mensal 15/01/16 15/03/21 Mensal SAC 2.986 2.951 2.951 2.951 2.951 738 - 15.528

FINEP - 5º Ciclo 22 319 7.461 7.802 out-14 Aval/Fiança Outro, especificar em obs. 0,50% 15/01/16 Mensal 15/07/16 15/06/22 Mensal SAC 339 1.357 1.357 1.357 1.357 1.357 678 7.802

Debêntures - 5ª Emissão 1ª Série 2.176 40.000 - 42.176 ago-11 Subord/Quirog CDI 0,98% 15/02/16 Semestral 15/08/16 15/08/16 Outro, especificar

em obs. Outro, especif. no cronograma

42.176 - - - - - - 42.176

Debêntures - 5ª Emissão 2ª Série 6.779 82.411 159.798 248.988 ago-11 Subord/Quirog IPCA 7,68% 15/08/16 Anual 15/08/16 15/08/18 Outro, especificar

em obs. Outro, especif. no cronograma

89.190 53.266 53.266 53.266 - - - 248.988

Debêntures -6ª Emissão 1ª Série 9.333 109.701 109.316 228.350 set-12 Subord/Quirog CDI 0,74% 12/03/16 Semestral 12/09/16 12/09/17 Anual Outro, especif. no cronograma

118.350 55.000 55.000 - - - - 228.350

Debêntures -6ª Emissão 2ª Série 1.902 - 127.527 129.429 set-12 Subord/Quirog IPCA 5,10% 12/09/16 Anual 12/09/18 12/09/19 Anual Outro, especif. no cronograma

1.903 - - 63.763 63.763 - - 129.429

Debêntures -6ª Emissão 3ª Série 6.760 - 420.838 427.598 set-12 Subord/Quirog IPCA 5,50% 12/09/16 Anual 14/09/20 12/09/22 Anual Outro, especif. no cronograma

6.760 - - - - 140.279 280.559 427.598

BNDES FINEM (2011-2012) 342 27.808 69.752 97.902 jan-12 Recebíveis UMBNDES de 1,63% a 3,03%

15/01/16 Mensal 15/01/16 31/12/19 Mensal SAC 28.149 23.251 23.251 23.251 - - - 97.902

FINAME SE 2011 (3) 712 2.907 3.616 jun-11 Recebíveis Não há 5,50% 15/01/16 Trimestral 15/01/16 15/01/21 Mensal SAC 709 712 712 712 712 59 - 3.616

BNDES FINEM (2013-2014) 756 39.204 216.359 256.319 mar-14 Recebíveis UMBNDES de 2,06% a

3,5%15/01/16 Trimestral 15/01/16 15/12/23 Mensal SAC 39.959 43.272 43.272 43.272 43.272 43.272 - 256.319

BNDES FINEM (2015-2016) - - 110.000 110.000 dez-15 Recebíveis UMBNDES de 2,36% a 2,44%

15/03/16 Trimestral 15/07/17 15/06/24 Mensal SAC - 15.714 15.714 15.714 15.714 15.714 31.430 110.000

Arrendamento Mercantil 82 3.632 11.135 14.849 4.068 297 310 3.862 3.293 2.137 882 14.849 4600001866_Sede_Regional_Itanhaem 8 107 761 876 dez-11 Não há CDI 2,69% 01/01/16 Mensal 01/01/16 31/10/21 Mensal Price 281 8 9 121 135 152 170 876 4400004266_Imóvel_ACEC Empreendimentos 18 882 1.315 2.215 abr-08 Não há CDI 2,69% 01/01/16 Mensal 01/01/16 15/03/18 Mensal Price 830 70 77 978 260 - - 2.215 4400004561_Imóvel_Fernando Antonio 4 94 304 402 jul-09 Não há CDI 2,69% 01/01/16 Mensal 01/01/16 01/06/19 Mensal Price 92 7 8 107 121 67 - 402 4600004634_Gussy_CSR Itapeva 5 141 450 596 ago-09 Não há CDI 2,69% 01/01/16 Mensal 01/01/16 01/07/19 Mensal Price 134 11 12 157 173 109 - 596 4600004730_Imóvel_Armando Raucci - 8 - 8 fev-10 Não há CDI 2,69% 01/01/16 Mensal 01/01/16 01/01/15 Mensal Price 8 - - - - - - 8 4600004878_Imóvel Queluz 6 88 457 551 out-10 Não há CDI 2,69% 01/01/16 Mensal 01/01/16 24/09/20 Mensal Price 88 7 8 100 113 128 107 551 4600004968_PA Teodoro 8 99 580 687 jan-11 Não há CDI 2,69% 01/01/16 Mensal 01/01/16 27/12/20 Mensal Price 99 8 9 115 132 151 173 687 4600005000_PA Mogi Mirim - 1 - 1 jan-11 Não há CDI 2,69% 01/01/16 Mensal 01/01/16 15/12/15 Mensal Price - 1 - - - - - 1 4600005027_PA Mairiporã - 2 - 2 jan-11 Não há CDI 2,69% 01/01/16 Mensal 01/01/16 15/12/15 Mensal Price - 2 - - - - - 2 4600005072_PA Tatuí 16 173 1.245 1.434 set-11 Não há CDI 2,69% 01/01/16 Mensal 01/01/16 04/01/16 Mensal Price 402 14 16 201 231 265 305 1.434 4600005140_São Luís Paraitinga 5 91 707 803 e Não há CDI 2,69% 01/01/16 Mensal 01/01/16 01/09/22 Mensal Price 337 7 8 99 108 117 127 803 4600005635 7 965 2.512 3.484 abr-14 Não há CDI 2,34% Mensal 30/05/19 Mensal CDI 893 80 81 989 1.012 429 - 3.484 4600005688 2 537 1.502 2.041 jul-14 Não há CDI 1,94% Mensal 16/08/19 Mensal CDI 494 45 45 542 547 368 - 2.041 4600005710_IBM 3 444 1.302 1.749 ago-14 Não há CDI 1,94% Mensal 01/09/19 Mensal CDI 410 37 37 453 461 351 - 1.749 Total por Dívida 40.653 640.696 2.555.649 3.236.998 - - - - - - - - - - 674.535 556.200 775.394 269.074 187.901 257.681 516.213 3.236.998

Financ. / Emprést. Moeda Estrangeira 12.434 312.248 1.253.919 1.578.601 - - - - - - - - - - 319.041 339.568 567.667 50.332 50.332 50.332 201.329 1.578.601 Financ. / Emprést. Moeda Nacional 28.137 324.816 1.290.595 1.643.548 - - - - - - - - - - 351.426 216.335 207.417 214.880 134.276 205.212 314.002 1.643.548 Arrendamento Mercantil 82 3.632 11.135 14.849 - - - - - - - - - - 4.068 297 310 3.862 3.293 2.137 882 14.849 TOTAL 40.653 640.696 2.555.649 3.236.998 674.535 556.200 775.394 269.074 187.901 257.681 516.213 3.236.998

INSTITUIÇÃO / LINHA CREDORA Cronograma de Amortização de Principal e Juros de Longo Prazo

*Em 31 de dezembro de 2015, todos os contratos encontram-se adimplentes.

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Ao longo de 2015 foi liberado o montante de R$ 58.872, referente ao contrato de financiamento junto ao BNDES e Banco do Brasil, firmado em dezembro de 2013 na modalidade FINEM, no montante total de R$ 348.392, destinado à implantação do Plano de Investimentos 2013-2014, com prazo de financiamento de 10 anos e carência de 2 anos.

Em fevereiro de 2015, a Companhia alongou por 19 meses o prazo de vencimento do financiamento em moeda estrangeira (via Lei nº 4.131), contratado em junho de 2014 junto ao banco Citibank, no montante de R$ 150.000. O prazo de vencimento inicial que era junho de 2016 passou para janeiro de 2018 e as taxas de juros foram mantidas as mesmas aplicadas no contrato original.

Em março de 2015, utilizando o instrumento financeiro da Lei nº 4.131, de 3 de setembro de 1962, a Companhia contratou duas novas linhas de financiamento no montante total de R$ 300.470 com o prazo de vencimento de 3 anos, sendo R$ 187.470 junto ao Banco Mizuho e R$ 113.000 com o Banco de Tokyo. Os pagamentos dos juros ocorrerão trimestralmente para ambas as contratações, enquanto os pagamentos do principal acontecerão a partir de março de 2017, sendo anual para o Banco Mizuho e trimestral para o Banco de Tokyo, com custo médio final de 93,6% do CDI.

Objetivando neutralizar qualquer risco cambial derivado dessas operações, foram contratadas operações de swap com o mesmo fluxo de liquidação do financiamento, resultando assim, em uma única operação denominada em moeda nacional atrelada à variação dos Certificados de Depósitos Interbancários (CDI).

Em maio de 2015, a Companhia alongou por 24 meses o prazo de vencimento do financiamento em moeda estrangeira (via Lei nº 4.131), contratado em junho de 2014 junto ao Banco de Tokyo, no montante de R$ 100.000. O prazo de vencimento inicial que era junho de 2016 passou para junho de 2018, com redução da taxa de 103% para 100,5% do CDI.

Em dezembro de 2015 foi liberado o montante parcial de R$ 110.000, referente ao novo contrato de financiamento junto ao BNDES, firmado em 17 de dezembro de 2015 na modalidade FINEM, no montante total de R$ 258.232, destinado à implantação do Plano de Investimentos 2015-2016 com prazo de financiamento de 8,5 anos e carência de 19 meses.

Condições Restritivas Financeiras (covenants):

A Companhia sempre cumpriu e vem mantendo relação confortável com os limites estabelecidos para seus covenants financeiros baseados nos resultados apurados pelos critérios previstos nos contratos de financiamentos firmados com o BNDES nas escrituras das 5ª e 6ª Emissões de Debêntures e nos financiamentos em moeda estrangeira (via Lei nº 4131) com os bancos HSBC, Mizuho e Banco de Tokyo.

Em 31 de dezembro de 2015, a Companhia cumpriu todas as condições restritivas exigidas pelas respectivas escrituras de emissão, e pelos contratos de financiamento e não possui itens que façam parte da infraestrutura da concessão, oferecidos como garantias de empréstimos e financiamentos.

A íntegra dos termos e das condições da distribuição pública das 5ª e 6ª Emissões de Debêntures está disponível no website da Elektro: www.elektro.com.br.

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Abertura dos Ativos Financeiros – (em milhares de reais)

Juros de Principal Principal LP + Saldo Data Captação Juros Data Próximo Freqüência Data Próxima Vencimento Freqüência

Curto Prazo Curto Prazo Juros LP Total / Repactuação % a.a. Pgto Juros Pgto Juros Amortização Final de Amortiz. 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 + Total

ATIVOS FINANCEIROS 21.072 898.568 373.808 1.293.448 - - - - - - - 134.495 76.495 141.722 22.227 22.227 22.227 88.909 508.302 Caixa e Aplicações Financeiras 21.072 764.074 - 785.146 - - - - - - - - - - - - - - - Aplicação Financeira Deb Compromissada 19.725 750.157 - 769.882 - - - - - - - - - - - - - - - Aplicação Financeira LFT 688 7.789 - 8.477 - - - - - - - - - - - - - - - Aplicação Financeira CDB 659 3.575 - 4.234 - - - - - - - - - - - - - - - Saldo Final de Caixa - Conta 111 - 2.553 - 2.553 - - - - - - - - - - - - - - - Intrumentos Financeiros Derivativos* - 134.494 373.808 508.302 134.495 76.495 141.722 22.227 22.227 22.227 88.909 508.302 Swap - Banco Europeu de Investimento - 22.227 200.045 222.272 31/10/2013 -0,30% 30/04/2016 Semestral 31/10/2016 31/10/2025 Anual 22.228 22.227 22.227 22.227 22.227 22.227 88.909 222.272 Swap - Linha de financiamento 4131 - HSBC - 112.267 - 112.267 01/06/2014 0,85% 16/03/2016 Trimestral 17/06/2016 17/06/2016 Outro, especificar em obs. 112.267 - - - - - - 112.267 Swap - Linha de financiamento 4131 - Citibank - - 69.915 69.915 01/02/2015 0,78% 09/03/2016 Trimestral 21/01/2018 21/01/2018 Outro, especificar em obs. - - 69.915 - - - - 69.915 Swap - Linha de financiamento 4131 - Bank of Tokyo - - 33.591 33.591 01/05/2015 0,85% 22/03/2016 Trimestral 20/06/2017 20/06/2018 Outro, especificar em obs. - 16.796 16.795 - - - - 33.591 Swap - Linha de financiamento 4131 - Mizuho - - 46.818 46.818 01/03/2015 1,14% 16/03/2016 Trimestral 16/03/2017 16/03/2018 Outro, especificar em obs. - 23.409 23.409 - - - - 46.818 Swap - Linha de financiamento 4131 - Bank of Tokyo 2015 - - 23.439 23.439 01/03/2015 0,79% 16/03/2016 Trimestral 16/03/2017 13/06/2018 Outro, especificar em obs. - 14.063 9.376 - - - - 23.439

INSTITUIÇÃO / LINHA DEVEDORA

* Em 31 de dezembro de 2015, o indexador de todos os contratos é o CDI, a sistemática de amortização utilizada é SAC e o tipo de garantia é Aval/Fiança.

Os ativos registrados nesta categoria, no montante de R$ 785.146 em 31 de dezembro de 2015 (R$ 578.648 em 2014) referem-se a títulos de renda fixa, com taxa pós fixadas, indexados à variação diária dos Certificados de Depósitos Interbancários (CDI). Em 31 de dezembro de 2015 a rentabilidade média estava em 101,14% do CDI (101,57 em 2014). Essas aplicações apresentam alta liquidez e podem ser resgatadas a qualquer momento sem risco significativo de perda de valor.

A Elektro possui política de Tesouraria na qual são estabelecidos os critérios de aplicação dos recursos disponíveis no caixa da Companhia, sendo os principais: (i) o rating de crédito mínimo que as Instituições Financeiras devem ter com pelo menos uma das três Agências de Classificação de Risco (Standard & Poor’s, Moody’s ou Fitch Rating), (ii) os limites máximos de exposição com cada instituição, e (iii) operações de alta liquidez que possam ser resgatadas a qualquer momento sem risco significativo de perda de valor.

Os instrumentos financeiros derivativos tem característica de proteção econômica e financeira para a exposição relativa à variação cambial das captações de recursos em moeda estrangeira pela Companhia. Em 31 de dezembro de 2015, a Companhia possui o montante de R$ 508.532 registrados a valor justo.

Abertura dos Instrumentos Derivativos – (em milhares de reais)

TOTAL DERIVATIVOS 1.058.810 508.302

Banco Europeu de Investimento 31/10/13 31/10/25 283.906 281.050 222.418

Linha de financiamento 4131 - HSBC Swap com o próprio banco 16/06/14 17/06/16 150.177 150.000 112.276 Linha de financiamento 4131 - Citibank Swap com o próprio banco 09/01/15 21/01/18 187.336 187.103 69.915 Linha de financiamento 4131 - Bank of Tokyo Swap com o próprio banco 20/06/14 20/06/18 140.560 140.187 33.437 Linha de financiamento 4131 - Mizuho Swap com o próprio banco 16/03/15 16/03/18 187.618 187.470 46.818 Linha de financiamento 4131 - Bank of Tokyo 2015 Swap com o próprio banco 18/03/15 16/03/18 113.079 113.000 23.438

Swap com Bancos Santander e HSBC

Instituição / Contraparte INSTRUMENTO DERIVATIVOS Custo Ponta

Passiva VencimentoData Início

em milhares de reais - Valor Contratado

Fair Value em milhares de reais

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A Companhia possui empréstimo em moeda estrangeira, apresentado líquido de instrumentos financeiros no primeiro quadro desta nota. A exposição relativa à captação de recursos em moeda estrangeira é coberta pela utilização dos instrumentos derivativos de proteção econômica e financeira contra a variação cambial: Swap de moeda, sem nenhum componente de alavancagem.

Os valores de mercado são calculados projetando os fluxos futuros das operações (ativo e passivo) utilizando as condições contratadas e descontando esse fluxo por taxas estimadas de mercado. Os derivativos a elas vinculados, por sua vez, foram considerados instrumentos de hedge (hedge accounting).

A Companhia não apresenta como prática a contratação de derivativos exóticos, bem como a utilização de instrumentos financeiros derivativos com propósitos especulativos.

Composição do Endividamento e Dívida Líquida – (em milhares de reais)

Juros de Principal Principal + Total Total

Curto Prazo Curto Prazo Juros LP 2015 2014(+) Dívida Bruta 40.653 640.696 2.555.649 3.236.998 2.328.630 Financ. / Emprést. Moeda Estrangeira 12.434 312.248 1.253.919 1.578.601 820.879 Financ. / Emprést. Moeda Nacional 28.137 324.816 1.290.595 1.643.548 1.488.747 Arrendamento Mercantil 82 3.632 11.135 14.849 19.004 (-) Ativos Financeiros (21.072) (898.568) (373.808) (1.293.448) (711.427) Alta Liquidez (21.072) (764.074) - (785.146) (578.648) Instrumentos Financeiros - (134.494) (373.808) (508.302) (132.779) (+) Dívida Líquida 19.581 (257.872) 2.181.841 1.943.550 1.617.203

RESUMO

14. TRIBUTOS A RECOLHER

A tributação sobre o lucro compreende o imposto de renda e a contribuição social, a qual está computada a alíquota nominal de 34% sobre o lucro tributável reconhecido pelo regime de competência.

O PIS e a COFINS estão computados à alíquota nominal de 9,25% calculados sob a receita operacional deduzidos os créditos pertinentes e 4,65% sob as receitas financeiras, ambas reconhecidas pelo regime de competência.

O ICMS é computado sobre o consumo de energia elétrica de cada unidade consumidora e a alíquota nominal varia entre 12%, 18% e 25% a depender da classe de consumo prevista na legislação. A variação observada em 2015 decorre do aumento da tarifa impulsionado pela entrada do sistema de Bandeiras Tarifárias, RTE ocorrida em março de 2015 e pela Revisão Tarifária ocorrida em agosto de 2015.

15. DIVIDENDOS E JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIO A PAGAR

Os Dividendos e Juros Sobre o Capital Próprio são determinados com base unicamente nos valores de Lucro Líquido Societário. Desta forma, os valores determinados a seguir foram calculados com base no Lucro Líquido Societário de R$ 371.179 referente ao resultado do exercício societário em 31 de dezembro de 2015. Para maiores informações sobre a conciliação deste lucro vide nota 29.

31/12/2015 31/12/2014

Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS 172.903 93.807 Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social - COFINS 39.406 23.742 Programa de integração social - PIS 8.511 5.155 Outros Impostos 2.121 1.368

Total 222.941 124.072

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Em 30 de abril de 2015, ocorreu pagamento no montante de R$ 333.820 referente a dividendos anuais do exercício social de 2014, aprovados em Assembleia Geral Ordinária ocorrida em 9 de abril de 2015.

Em 16 de julho de 2015, foi aprovada pelo Conselho de Administração a distribuição aos acionistas de Dividendos Intermediários para o exercício de 2015 no montante de R$ 184.525, sendo que o pagamento foi efetuado em três parcelas: 31 de agosto, 30 de outubro e 30 de dezembro de 2015.

Em 27 de outubro de 2015 foi aprovada, em reunião do Conselho de Administração, a distribuição aos acionistas de Juros Sobre Capital Próprio para o exercício social de 2015 no montante de R$ 115.610, dos quais R$ 17.341, referente ao imposto de renda retido na fonte, pago em 29 de dezembro de 2015, e R$ 98.269 distribuídos em 28 de janeiro de 2016.

Adicionalmente, em dezembro de 2015 a Companhia possui o montante de R$ 10 referente a dividendos a pagar para acionistas minoritários que ainda não apresentaram seus dados cadastrais atualizados.

16. OBRIGAÇÕES DE PESQUISA E DESENVOLVIMENTO (P&D) E PROGRAMA DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA

O contrato de concessão estabelece a obrigação da Companhia aplicar 1% da receita operacional líquida em Programas de Eficiência Energética e de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), sendo que parte deve ser recolhida ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e, também ao Ministério de Minas e Energia (MME).

17. BENEFÍCIOS A EMPREGADOS

a) Planos de Pensão

A Elektro, através da Fundação CESP, mantém planos de suplementação de aposentadoria e pensão para seus empregados, que têm as seguintes características:

PSAP/CESP B: Benefício Suplementar Proporcional Saldado – BSPS, que corresponde aos benefícios assegurados aos empregados vinculados ao plano vigente até 31 de dezembro de 1997, ou seja, antes da implantação do plano misto, calculado proporcionalmente até aquela data. Este plano está fechado para novas adesões.

PSAP/CESP B1: Plano de Suplementação de Aposentadorias e Pensão Elektro – PSAP Elektro, iniciado em 1º de janeiro de 1998, sendo um plano misto, cuja meta de benefício é a integralidade do salário na aposentadoria, sendo 70% do salário real de contribuição como Benefício Definido e 30% como Contribuição Definida.

Quando o Plano PSAP/CESP B1 foi criado, a transferência do Plano PSAP/CESP B para PSAP/CESP B1 foi ofertada aos participantes. Aqueles que migraram adquiriram o direito de receber o benefício saldado (BSPS) proporcional ao tempo que contribuíram para o plano anterior, podendo destinar este recurso como contribuição ao novo plano ou aguardar a elegibilidade ao benefício, sem a acumulação de nenhum outro benefício adicional no futuro.

Na avaliação atuarial dos planos previdenciários, foi adotado o método do crédito unitário projetado. O objetivo deste método é diluir o custo do benefício de cada empregado ao longo do período no qual

Distribuição Percentual dedo recurso distribuição da ROL 31/12/2015 31/12/2014

Programa de Eficiencia Energética 0,50% 37.141 23.810 Pesquisa e Desenvolvimento 0,20% 23.021 16.646 FNDCT 0,20% 1.840 829 MME 0,10% 924 413

Total 62.926 41.698

Circulante 45.545 26.352 Não circulante 17.382 15.346

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se estima que este empregado esteja a serviço da Companhia, para então determinar o custo para cada ano de serviço.

O plano apresenta superávit atuarial de R$ 271.165 em 31 de dezembro de 2015. O superávit atuarial não é reconhecido contabilmente, pois o reconhecimento do ativo atuarial é permitido, dentre outros critérios, somente se a reserva de contingência estiver reconhecida pelo seu percentual máximo, que é de 25% das reservas matemáticas, de modo a assegurar o equilíbrio financeiro do plano em função da volatilidade destas obrigações. Somente a partir deste limite, o superávit poderá vir a ser utilizado pela patrocinadora para abater contribuições futuras ou ser reembolsado à patrocinadora. Para a Elektro, esta relação estava em 3% em 31 de dezembro de 2015, não permitindo, portanto, o reconhecimento contábil de nenhum superávit atuarial.

Os valores reconhecidos no resultado nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e de 2014 e no resultado abrangente são os seguintes:

As movimentações no valor presente da obrigação com benefícios definidos são:

As movimentações no valor justo dos ativos do plano são as seguintes:

Conciliação dos valores reconhecidos no balanço 31/12/2015 31/12/2014

Valor justo dos ativos do plano 1.141.219 1.100.106

Valor presente das obrigações atuariais com cobertura 870.054 894.232

Superávit para planos cobertos 271.165 205.874

Limite de Ativo de Benefício Definido (271.165) (205.874)

Ativo atuarial líquido - -

Componentes da despesa do plano 31/12/2015 31/12/2014

Valores reconhecidos no demonstrativo de resultados do exercício

Custo do serviço corrente 5.615 5.286 Juros sobre as obrigações atuariais (362) (309) Contribuição da patrocinadora (2.821) (2.570) Despesa reconhecida 2.432 2.407

Valores reconhecidos em Outros Resultados Abrangentes

(Ganhos) / Perdas atuariais imediatamente reconhecidas (43.224) 40.994 Efeito do limite de Ativo de Benefício Definido 40.792 (43.401) Reclassificação imediata para lucros acumulados 2.432 2.407 Custo total reconhecido em Outros Resultados Abrangentes - -

Valor acumulado de perdas atuariais reconhecido 11.709 54.933

Reconciliação do valor das obrigações atuariais 2015 2014

Valor das obrigações ao início do período 894.232 803.985 Custo do serviço corrente 5.615 5.286 Juros sobre a obrigação atuarial 103.240 93.601 Contribuições de participantes 3.463 3.038 (Ganhos) / Perdas atuariais - experiência 22.080 10.945 (Ganhos) / Perdas atuariais - hipóteses demográficas - (878) (Ganhos) / Perdas atuariais - hipóteses financeiras (104.558) 31.075 Benefícios pagos no ano (54.018) (52.820) Valor das obrigações ao final do período 870.054 894.232

Reconciliação do valor justo dos ativos 2015 2014

Valor justo dos ativos ao início do período 1.100.106 1.026.552 Rendimento esperado no período 128.101 120.618 Ganho/(Perda) atuarial (39.254) 148 Contribuições de patrocinadora 2.821 2.570 Contribuições de participantes 3.463 3.038 Benefícios pagos no ano (54.018) (52.820)

Valor justo dos ativos ao final do período 1.141.219 1.100.106

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As principais premissas econômicas adotadas para os cálculos atuariais referentes aos exercícios de 2015 e 2014:

As taxas esperadas de retorno dos investimentos de longo prazo foram determinadas a partir das expectativas de rentabilidade de longo prazo e ponderadas para cada categoria de ativos dos planos de benefícios, como renda fixa, variável e imóveis.

As taxas para desconto da obrigação atuarial são determinadas com base nas taxas de retorno oferecidas pelos títulos do Governo (NTN-B, indexadas ao IPCA), pois apresentam condições consistentes com as obrigações avaliadas.

Conforme requerido pela norma, segue adiante o demonstrativo dos desvios decorrentes do comportamento esperado e efetivo do ativo e passivo atuarial:

Para o exercício findo em 31 de dezembro de 2015, a Companhia efetuou contribuições aos planos de Benefício Definido e Contribuição Definida mantidos junto à Fundação CESP no montante de R$ 3.730 (R$ 3.230 em 2014).

Premissas econômico-financeiras e demográficas 2015 2014

Taxa de desconto nominal para obrigação atuarial 12,07% 11,90%Taxa de rendimento nominal esperada sobre ativos do plano 12,07% 11,90%Índice estimado de aumento nominal dos salários 7,63% 8,56%Índice estimado de aumento nominal dos benefícios 4,50% 5,40%Taxa estimada de inflação no longo prazo 4,50% 5,40%Taxa de desconto real para obrigação atuarial 7,24% 6,17%Taxa de rendimento real esperada sobre ativos do plano 7,24% 6,17%

Tábua biométrica de mortalidade geralAT 2000 (1996

US Annuity 2000)

AT 2000 (1996 US Annuity

2000)Tábua biométrica de entrada em invalidez Light Fraca Light Média

Taxa bruta de rotatividade esperadaExperiência

Fundação CESP 2013

Experiência Fundação CESP

2013

Probabilidade de ingresso em aposentadoria 100% na primeira eleg.

100% na primeira eleg.

Rendimento esperado de longo prazo 2015 2014

Modalidade de investimentoMeta de

alocação de ativos

Meta de alocação de

ativos

Renda fixa 79,21% 75,98%Renda variável 10,83% 15,40%Investimentos imobiliários 5,28% 5,61%Outros 4,68% 3,01%

Total 100,00% 100,00%

Ajustes da experiência de ganhos e perdas 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2013 31/12/2012 31/12/2011Reapresentado

Valor justo dos ativos do plano 1.141.219 1.100.106 1.026.552 1.109.871 928.324 Valor presente da obrigação de benefícios definidos 870.054 894.232 803.985 1.076.309 764.730 Superávit (Déficit ) do plano 271.165 205.874 222.567 33.562 163.594

Rendimento esperado dos ativos 128.101 120.618 92.878 95.245 102.987 Rendimento efetivo dos ativos 88.847 120.766 (46.504) 216.607 90.227 Ajuste de experiência dos ativos do plano (montante) (39.254) 148 (139.382) 121.362 (12.760) Ajuste de experiência dos ativos do plano (%) -31% 0% -150% 127% -12%

Valor presente esperado dos passivos do plano 952.532 853.090 1.145.621 814.668 732.650 Valor presente efetivo dos passivos do plano 870.054 894.232 803.985 1.076.309 764.730 Ajuste de experiência dos passivos do plano (montante) 82.478 (41.142) 341.636 (261.641) (32.080) Ajuste de experiência dos passivos do plano (%) 9% -5% 42% -24% -4%

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O resultado no valor presente das obrigações atuariais foi preparado modificando-se a taxa de desconto e a mortalidade.

A Elektro também é instituidora de um plano gerador de benefícios livres (PGBL), disponibilizado aos seus empregados não optantes pelo PSAP/Elektro (acima descrito), sob a denominação de Plano A e Plano Modular Empresarial Coletivo (Plano B), ambos planos de contribuição definida.

As contribuições são feitas pelos participantes e pela Elektro, que também é responsável pelo pagamento das despesas administrativas deste plano. Os custos incorridos pela Companhia em 31 de dezembro de 2015 foram de R$ 560 (R$ 510 em 2014), tendo sido registradas à conta de despesa com pessoal.

18. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOS

O IRPJ e a CSLL diferidos são calculados sobre as diferenças entre os saldos dos ativos e passivos das Demonstrações Financeiras e as correspondentes bases fiscais utilizadas no cálculo do IRPJ e da CSLL correntes. A probabilidade de recuperação destes saldos é revisada no fim de cada exercício e, quando não for mais provável que bases tributáveis futuras estejam disponíveis e permitam a recuperação total ou parcial destes impostos, o saldo do ativo é reduzido ao montante que se espera recuperar.

A Companhia, a partir de janeiro de 2015, está sujeita as implicações introduzidas pela Lei nº 12.973/14 que extinguiu o Regime Tributário de Transição (RTT). As alterações trazidas pela referida legislação não acarretaram impactos nas Demonstrações Financeiras de 31 de dezembro de 2015.

O imposto de renda e a contribuição social diferidos sobre diferenças temporárias são demonstrados como segue:

2015 2014

IR e CS sobre diferenças temporárias (11.913) 76.190

Provisão para créditos de liquidação duvidosa 27.329 14.425 Provisão para ações judiciais e regulatórias 71.288 62.473

Variação cambial/Provisão ganho/perda hedge 26.176 (122)

Provisão perda na desativação de ativos 9.430 12.753

Provisão efeito postergação tarifária - 20.016 Plano de pensão (827) (819) Arrendamento Mercantil 460 362 Reversão das contas Regulatórias - (941) Reserva de Reavaliação Regulatória (147.611) (36.284)

Outras 1.842 4.327

Benefício fiscal do ágio incorporado - Terraço 73.318 85.165 Benefício fiscal do ágio incorporado - Iberdrola 537.410 579.837

Subtotal - impacto no resultado do exercício 598.815 741.192

IR e CS diferidos sobre ajustes dos CPCs - Resultado abrangente 827 819 Plano de pensão 827 819

Total 599.642 742.011

O reconhecimento desses créditos tem como base as projeções de resultados tributáveis futuros da Companhia, as quais foram aprovadas pelo Conselho de Administração em 16 de dezembro de 2015.

O benefício fiscal do ágio incorporado está registrado conforme determinado pela ANEEL e Instruções nº 319/99 e nº 349/01 da CVM, sendo que os registros contábeis mantidos para fins societários e fiscais encontram-se em contas específicas de ágio incorporado e provisão, com as correspondentes amortização e reversão. No caso do ágio referente à incorporação da Terraço ocorrida em 1998, a realização desse valor dar-se-á mediante percentuais oficializados em 23 de

Hipóteses atuariais significativas HipóteseAnálise de

sensibilidade Efeito no VPO

Taxa de desconto 12,07% 1% aumento (83.141) Taxa de desconto 12,07% 1% redução 100.276 Aumento de salário 7,63% 0,5% aumento 9.041 Aumento de salário 7,63% 0,5% redução (8.196)

MortalidadeAT 2000 (1996

US Annuity 2000)

Aumento de 1 ano na expectativa de vida do participante

8.276

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dezembro de 2003 pela ANEEL, através do Ofício nº 2.182/2003, definidos com base no prazo da concessão e na expectativa de recuperação indicada pelas projeções de resultados tributáveis apresentadas pela Companhia ao órgão regulador naquela época. O ágio referente à incorporação da Iberdrola Energia do Brasil Ltda. será realizado linearmente até o final da concessão, também baseado em premissas de resultado futuro que foram apresentadas e anuídas pela ANEEL.

A expectativa de amortização dos créditos fiscais diferidos e dos benefícios fiscais dos ágios incorporados registrados em 31 de dezembro de 2015 é de 13 anos.

Os valores efetivos do imposto de renda e da contribuição social sobre o lucro líquido a pagar e a recuperação dos respectivos saldos diferidos decorrem da apuração de resultados tributáveis, da expectativa de realização das diferenças temporárias e outras variáveis. Portanto, essa expectativa não deve ser considerada como um indicativo de projeção de lucros futuros da Companhia. Adicionalmente, essas projeções estão baseadas em uma série de premissas que podem apresentar variações em relação aos valores reais.

19. PROVISÃO PARA LITÍGIOS

As provisões são reconhecidas para obrigações presentes (legais ou presumidas) resultantes de eventos passados, para as quais seja possível estimar os valores de forma confiável e cuja liquidação seja provável. A Companhia, com base nas opiniões da Administração e de seus assessores legais, registrou provisões para riscos fiscais, trabalhistas, cíveis e regulatórios, cuja probabilidade de perda foi classificada como provável e que em 31 de dezembro de 2015, apresentam os seguintes saldos e movimentações:

Em milhares de reais Trabalhistas Cíveis Fiscais Ambientais RegulatóriosDesapropriação

e ServidãoTotal

Saldos em 31/12/2014 27.788 124.004 31.925 29 23.600 11.742 219.088 Constituição 13.286 22.817 124 - 5.835 408 42.470 Reversão (4.001) (7.539) (135) (14) (5.631) (4.380) (21.700)Baixas (9.140) (11.157) (17) - (3.543) (55) (23.912)Atualização 4.596 13.667 3.454 2 464 1.590 23.773 Saldos em 31/12/2015 32.529 141.792 35.351 17 20.725 9.305 239.719

As provisões efetuadas pela Companhia são principalmente para a cobertura de eventuais perdas referentes a ações indenizatórias cíveis envolvendo objetos de naturezas diversas; causas trabalhistas envolvendo ações movidas por ex-empregados da Elektro (ou de suas contratadas) referentes a diferenças salariais, horas extras e outros; tributárias, envolvendo discussões relativas à exigências fiscais nos âmbitos federal, estadual e municipal; e regulatórias, que estão diretamente relacionadas com indicadores de desempenho da ANEEL e penalidades referentes à contratação do uso do sistema de transmissão (MUST). As desapropriações e servidões estão relacionadas a reclamações de proprietários e ex-proprietários de terrenos utilizados pela Elektro quanto aos valores das indenizações.

Provisões cíveis - Uso da faixa de domínio de rodovias

A Elektro mantém provisão no montante de R$ 106.963 em 31 de dezembro de 2015 (R$ 92.673 em 2014) para suportar ações de cobrança movidas por concessionárias de rodovias estaduais. A Companhia é impedida de atuar livremente para a instalação de infraestrutura de distribuição de energia em faixas intermediárias e laterais das rodovias, razão pela qual ajuizou duas ações contra Departamento de Estradas e Rodagem do Estado de São Paulo (DER) e concessionárias de rodovias estaduais. Decisões desfavoráveis foram julgadas em diferentes instâncias, motivo pelo qual os assessores jurídicos da Companhia não alteraram o prognóstico de perda da causa.

Provisões Tributárias

Em 5 de dezembro de 2007, a EPC - Empresa Paranaense Comercializadora Ltda. (“EPC”) - sucedida pela Companhia, impetrou Mandado de Segurança para não pagar PIS e COFINS sobre a receita de juros sobre capital próprio. O processo aguarda julgamento de recurso em virtude de decisão de 2ª instância que lhe foi desfavorável. O valor provisionado em 31 de dezembro de 2015 é de R$ 33.773 (R$ 30.586 em 2014).

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Outras provisões tributárias envolvem discussões relativas à exigência de tributos federais, estaduais e municipais.

Contingências passivas com avaliação de risco possível

Segue demonstrativo dos processos cujo risco de perda é possível e, portanto, não possuem provisões registradas em 31 de dezembro de 2015:

(i) Destacam-se: créditos de ICMS supostamente tomados de forma indevida; diferença na metodologia de cálculo

do ICMS nos municípios de Ubatuba, Itanhaém, Dracena e Ouro Verde; ausência de pagamento de ICMS, sob as alegações fazendárias de que teria havido suposto transporte indevido de valores entre os Livros de Registro de Entrada e de Saídas e o Livro Registro de Apuração do ICMS; suposto creditamento indevido de ICMS sobre bens destinados ao ativo imobilizado; suposto descumprimento de obrigações acessórias; suposto creditamento indevido por meio de escrituração de notas fiscais que geraram estorno de débitos; validação da opção de aplicação de parcela do imposto de renda no FINAM; retenção de IRRF sobre valores pagos a título de JCP; compensação de saldo negativo de IRPJ; ISS sobre compartilhamento de infraestrutura e atividades-meio; e taxas de uso do solo.

(ii) Refere-se principalmente ao recebimento de notificações e autos de infração, lavrados em 29 de dezembro de 2006, pelo INSS, exigindo contribuições de períodos entre 1998 e 2006 sobre diversas verbas trabalhistas, em especial participações nos lucros e resultados.

Adicionalmente, em março de 2007, o Ministério Público do Trabalho ajuizou Ação Civil Pública em face da Elektro que visa proibir a Companhia de terceirizar suas atividades fim. O Procurador alegou que trabalhadores que prestam serviços em tais atividades devem ser contratados diretamente pela Elektro e não por empresas contratadas. Já houve decisão de primeira instância desfavorável à Elektro, a qual apelou ao TRT, que confirmou a decisão. Foi apresentado recurso ao TST, todavia este Superior Tribunal manteve a decisão das instâncias anteriores. A Elektro interpôs recurso ao STF sobre a questão e, considerando que o Supremo Tribunal reconhece a repercussão geral da matéria, na opinião dos advogados responsáveis pelo caso e pelos razoáveis argumentos para reversão da decisão, o atual prognóstico de perda do caso permanece possível.

20. PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Capital social

O capital social subscrito e integralizado da Companhia em 31 de dezembro de 2015 e 2014, no montante de R$ 952.492, tem a seguinte composição acionária:

Acionista Ordinárias Preferenciais Total Participação

Iberdrola Brasil S.A. 91.855.825 101.279.596 193.135.421 99,68%Acionistas minoritários 25.147 598.697 623.844 0,32%

Total 91.880.972 101.878.293 193.759.265 100,00%

Quantidade de Ações

Conforme o Estatuto Social, as ações ordinárias e preferenciais, sem valor nominal, têm direito a dividendos mínimos obrigatórios de 25% do lucro líquido ajustado, nos termos da Lei nº 6.404/76.

As ações preferenciais não possuem direito a voto, mas têm prioridade no reembolso do capital e direito a receber dividendos no mínimo 10% superiores aos atribuídos às ações ordinárias, conforme artigo 5º do Estatuto Social da Companhia.

31/12/2015 31/12/2014Tributárias (i) 504.265 444.148Previdenciárias (i i) 89.105 84.726Cíveis e ambientais 35.040 26.559Trabalhistas 17.302 14.863Desapropriação e servidão de passagem 6.790 5.949

652.502 576.245

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Reservas de Capital

O valor registrado de R$ 765.882 em 31 de dezembro de 2015 e de 2014 é composto principalmente por: (i) ágio incorporado da Iberdrola Energia do Brasil, no valor de R$ 689.440; e (ii) acervo líquido incorporado da EPC, no valor de R$ 25.903.

Reservas de Reavaliação

Conforme Resolução ANEEL nº 396 de 23 de fevereiro de 2010, Capítulo I as concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica devem registrar contabilmente, a título de reavaliação regulatória compulsória, o montante decorrente da diferença entre o valor contábil do exercício e o Valor Novo de Reposição – VNR do Ativo Imobilizado em Serviço – AIS, ajustado pela respectiva depreciação acumulada, decorrente da reavaliação regulatória compulsória efetuada, o reflexo desta operação se dá no Patrimônio Líquido.

Em dezembro de 2014, a Companhia possuía constituído o montante de R$ 70.426 de reserva de reavaliação, a principal variação apresentada nesta conta, refere-se a constituição do montante líquido de efeitos fiscais de R$ 274.506, resultado da reavaliação da Base de Remuneração Regulatória, por conta do 4º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica e pela amortização da reserva devido a realização ao longo do exercício de 2015 no montante líquido de efeitos fiscais de R$ 58.384 (vide nota 4.2). Assim o montante atualizado em 31 de dezembro de 2015 é de R$ 286.548.

Reserva de lucros

É composta pela reserva legal constituída pela destinação de 5% do valor do lucro líquido do exercício, apurado de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Em 31 de dezembro de 2015 a reserva de lucros, somada às demais reservas, superaram 30% do capital social.

Distribuição de dividendos e juros sobre capital próprio

Em 9 de abril de 2015 a Assembleia Geral Ordinária dos acionistas da Elektro aprovou a distribuição de dividendos no montante de R$ 333.823, referente ao resultado societário do exercício de 2014 (já deduzidos os pagamentos efetuados de dividendos intermediários e juros sobre o capital próprio). O pagamento dos dividendos ocorreu no dia 30 de abril de 2015.

Em Reunião do Conselho de Administração realizada em 16 de julho de 2015, foi aprovada a distribuição aos acionistas de dividendos intermediários no valor de R$ 184.525, com base no lucro liquido societário do primeiro semestre de 2015. O pagamento dos dividendos intermediários foi efetuado em três parcelas dentro do exercício de 2015. A tabela a seguir demonstra os valores pagos por ação:

Em 27 de outubro de 2015 o Conselho de Administração aprovou a distribuição de juros sobre o capital próprio, no montante de R$ 115.610. A tabela a seguir demonstra os valores pagos por ação:

Ao final do exercício de 2015, a Administração da Companhia propôs a distribuição de dividendos no montante de R$ 72.649 com base no lucro líquido societário apurado para o exercício findo em 31 de dezembro de 2015, deduzido os dividendos intermediários e juros sobre capital próprio. A proposta foi aprovada em Reunião do Conselho de Administração em 19 de fevereiro de 2016 e será

Tipo Quantidade R$ mil R$ por açãoPreferenciais 101.878.293 101.394 0,995244540 Ordinárias 91.880.972 83.131 0,904767764

Total 193.759.265 184.525

Dividendos IntermediáriosAções em Circulação

Tipo Quantidade R$ mil R$ por açãoPreferenciais 101.878.293 63.526 0,623547374 Ordinárias 91.880.972 52.084 0,566861249

Total 193.759.265 115.610

JCPAções em Circulação

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submetida à aprovação em Assembleia Geral Ordinária dos acionistas a ser convocada oportunamente. A tabela a seguir demonstra os valores propostos por ação:

Conforme seu Estatuto Social, as ações ordinárias e preferenciais, sem valor nominal, têm direito a dividendos mínimos obrigatórios de 25% do lucro líquido ajustado, nos termos da Lei nº 6.404/76.

As ações preferenciais não possuem direito a voto, mas têm prioridade no reembolso do capital e direito a receber dividendos no mínimo 10% superiores aos atribuídos às ações ordinárias, conforme artigo 5º do Estatuto Social da Companhia.

A tabela a seguir demonstra o cálculo do lucro por ação básico e diluído, calculado e distribuído com base no lucro societário:

Não houve outras transações envolvendo ações ordinárias ou direitos conversíveis em ações ordinárias entre a data-base e a data de conclusão destas Demonstrações Financeiras.

A Companhia possui Plano de Incentivo de Longo Prazo baseado em ações sem efeito dilutivo, uma vez que o plano é baseado nas ações de seu acionista controlador Iberdrola, portanto o lucro por ação básico e diluído é igual em todos os períodos apresentados. Em 31 de dezembro de 2015 existem dois contratos em vigor no montante de R$ 13.748 (R$ 11.476 em 2014) vide nota 24.2.

21. RECEITA OPERACIONAL BRUTA

A receita é reconhecida na extensão em que for provável que benefícios econômicos serão gerados para a Companhia, podendo ser confiavelmente mensurados pelo valor justo da contraprestação recebida ou a receber.

A receita operacional é composta pela receita de fornecimento de energia elétrica (faturada ou não faturada), receita de remuneração e atualização do ativo financeiro indenizável, receita de construção e outras receitas relacionadas a outros serviços prestados pela Companhia.

A receita não faturada corresponde à energia elétrica entregue e não faturada ao consumidor, e é calculada em base estimada, até a data do balanço.

Tipo Quantidade R$ mil R$ por ação

Preferenciais 101.878.293 39.920 0,391836518 Ordinárias 91.880.972 32.729 0,356215016

Total 193.759.265 72.649

Ações em Circulação Dividendos Propostos

Numerador2015 2014

Lucro líquido societário do exercício disponível aos acionistas 371.179 439.030

DenominadorMédia ponderada do número de ações ordinárias 91.881 91.881 Média ponderada do número de ações preferenciais 101.878 101.878 Remuneração adicional das ações preferenciais (10%) 1,10 1,10 Média ponderada do número de ações preferenciais ajustadas 112.066 112.066 Denominador para lucros básicos por ação ordinária 203.947 203.947

Lucro básico e diluído por ação ordinária 1,8200 2,1527 10% - Ações preferenciais 0,1820 0,2153 Lucro básico e diluído por ação preferencial 2,0020 2,3679

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Nº Consumidores MWh Mil2015 2014 2015 2014 2015 2014

Fornecimento - Faturado 2.503.098 2.439.260 12.537.301 12.917.419 5.483.510 3.464.120 Residencial 2.133.559 2.073.314 4.241.960 4.365.725 2.006.021 1.290.646 Industrial 23.128 23.327 3.492.860 3.628.915 1.534.244 953.977 Comercial 187.851 186.010 2.546.943 2.551.298 1.182.114 725.167 Rural 131.328 130.271 967.070 1.061.892 283.309 178.557 Poder público 18.528 17.999 322.931 333.991 137.916 87.204 Iluminação pública 5.283 5.055 476.182 466.390 137.695 77.514 Serviço público 3.421 3.284 489.355 509.208 202.211 151.055

Suprimento FaturadoUso da Rede Elétrica de Distribuição Faturado 2.503.222 2.439.377 16.087.405 16.847.080 2.621.150 1.767.823

Consumidores Cativos 2.503.098 2.439.260 12.537.301 12.917.419 2.279.759 1.627.308 Consumidores Livres 124 117 3.550.104 3.929.661 341.391 140.515

(-) Transferências - - - - (37.648) (29.004) (-) Trsf p/ Obrig. Espec. do AIC - Ultrapassagem Demanda (10.490) (10.096) (-) Trsf p/ Obrig. Espec. do AIC - Excedente de Reativos (27.158) (18.908)

Energia Elétrica de Curto Prazo - - - - 143.431 191.649

Fornecimento/Suprimento/Rede Elétrica - Não faturado 107.870 76.251

Constituição e Amortiz. - CVA Ativa e Passiva 393.141 275.612 Constituição e Amortiz. - RTP Diferimento ou Devolução 58.869 113.687 Constituição e Amortiz. - Demais Ativos e Passivos Regulat. 56.902 (13.311)

Serviços Cobráveis 2.051 1.814 Subvenções vinculadas ao serviço concedido 230.151 223.322

Total 2.503.222 2.439.377 16.087.405 16.847.080 9.059.427 6.071.963

Receita Bruta

22. COMPRA DE ENERGIA ELÉTRICA DE CURTO PRAZO NO ÂMBITO DA CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – CCEE

No exercício de 2015 e 2014 a Companhia efetuou a comercialização de energia de curto prazo no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, conforme a seguir demonstrado:

MWh R$ mil MWh R$ milCompra 389.528 145.198 1.352.874 1.138.636 Compra estimada (*) - - 45.293 29.409

389.528 145.198 1.398.167 1.168.045

2015 2014

(*) referente ao período de novembro e dezembro de 2014.

MWh R$ mil MWh R$ milVenda 221.407 7.129 - - Venda estimada (*) 307.372 52.816 - -

528.779 59.945 - -

2015 2014

(*) referente ao período de outubro a dezembro 2015.

Os montantes de energia comercializada no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE representam as receitas pelo excedente de energia contratada e as despesas por necessidades adicionais à contratada. Para todo o exercício de 2014 e durante os meses de janeiro a abril de 2015, a Companhia efetuou compra de energia no mercado de curto prazo. A partir de maio de 2015, a Companhia passou a ter energia excedente para venda neste mesmo mercado. Como até a data de encerramento das Demonstrações Contábeis a CCEE ainda não havia disponibilizado as informações necessárias referentes ao período de outubro a dezembro de 2015, os referidos montantes foram estimados pela Companhia, com base em seus controles mantidos para essas operações, o mesmo ocorreu para os meses de novembro e dezembro em 2014.

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23. PESSOAL E ADMINISTRADORES

Pessoal e Administradores 2015 2014

Pessoal 257.679 239.694 Remuneração 133.207 128.229 Encargos 1.817 2.138 Previdência privada - Corrente 34.164 31.507 Benefício Pós-emprego - Previdência Privada - Déficit ou superávit atuarial 8.458 7.969 Programa de demissão voluntária - 50 Despesas rescisórias 3.343 1.154 Participação nos Lucros e Resultados - PLR 20.459 18.030 Outros benefícios - Corrente 46.154 41.327 Outros 10.077 9.290

Administradores 17.119 13.180 Honorários e encargos (Diretoria e Conselho) 11.901 9.470 Benefícios dos administradores 5.218 3.710

Total 274.798 252.874

24. PARTES RELACIONADAS

24.1 Partes relacionadas

A Companhia tem como controlador a Iberdrola Brasil S.A.. Foram considerados como partes relacionadas: o acionista controlador, entidades sob o controle comum e coligadas que de alguma forma exerçam influências sobre a Companhia.

As transações da Companhia relativas a operações com partes relacionadas, estão apresentadas a seguir:

(a) Compra de Energia de Partes Relacionadas, através de leilões regulados para fins de revenda ao consumidor, com preços regulados e aprovados pela ANEEL.

(b) Serviços, compartilhamento de infraestrutura e sublocação de salas, calculados com base na estimativa de custos das atividades desenvolvidas pela Companhia.

(c) Serviços diversos de natureza corporativa.

(d) Serviços de operação logística e transporte de materiais.

31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014 Duração Indexador

COMPRA DE ENERGIA

Energética Águas da Pedra S.A.(a) 1.143 1.043 (12.152) (11.290) Dez/2040 IPCA

Baguari I Geração de Energia Elétrica S.A.(a) 243 222 (2.586) (2.402) Dez/2039 IPCA

Goiás Sul Ger. de Energ. Elétric. S.A. - Goiandira (a) 86 78 (910) (846) Dez/2039 IPCA

Goiás Sul Ger. de Energ. Elétric. S.A. - Nova Aurora (a) 64 59 (683) (634) Dez/2039 IPCA

Rio PCH I S.A. - Pedra Garrafão (a) 45 41 (474) (440) Dez/2038 IPCA

Rio PCH I S.A. - Pirapetininga (a) 45 41 (474) (440) Dez/2038 IPCA

Teles Pires (a) 1.760 - (12.727) - Dez/2044 IPCA

UHE Belo Monte (a) 330 - (330) - Dez/2044 IPCAElektro Comercializadora de Energia Ltda.(a) 78 82 (939) (1.033) Dez/2017 IGP-M

Total 3.794 1.566 (31.275) (17.085)

SERVIÇOS ADMINISTRATIVOS

Elektro Comercializadora de Energia Ltda.(b) (31) (29) 356 335 Indeterminado IGP-MIberdrola Brasil S.A.(c) 1.000 1.120 (1.000) (1.120) Out/2016 IGP-MAmara Brasil Ltda.(d) 546 354 (5.117) (1.932) Ago/2018 IPCA

Total 1.515 1.445 (5.761) (2.717)

(Ativo)/Passivo Receitas/(Despesas)

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24.2 Remuneração da administração

A remuneração total da Administração da Companhia no exercício findo em 31 de dezembro de 2015, registrada na rubrica de gastos com pessoal, foi de R$ 11.566 (R$ 9.552 em 2014), sendo que esse valor está relacionado a remunerações fixa e variável de R$ 8.783 (R$ 7.090 em 2014) e encargos sociais e benefícios, inclusive pós-emprego, no valor de R$ 2.785 (R$ 2.462 em 2014). Além desses montantes, destacam-se, ainda, benefícios adquiridos por estes administradores referentes ao Plano de Incentivo de Longo Prazo concedido pela Elektro no montante de R$ 13.748 no exercício findo em 31 de dezembro de 2015 (R$ 11.476 em 2014), registrado em “Outros Passivos” no passivo não circulante.

Adicionalmente, a Companhia possui plano de suplementação de aposentadoria mantido junto à Fundação CESP e oferecido aos seus empregados, inclusive administradores.

25. SEGUROS

A Companhia mantém as seguintes coberturas de seguros, compatíveis com os riscos das atividades desenvolvidas, que são julgadas suficientes pela Administração para salvaguardar os ativos e negócios da Companhia de eventuais sinistros.

A vigência das apólices de Riscos operacionais e multirisco (Propriedade) e Responsabilidade civil com terceiros compreende o período de 31 de maio de 2015 a 31 de maio de 2016, e da apólice de Responsabilidade civil de administradores compreende o período de 30 de setembro de 2015 a 31 de janeiro de 2017.

26. RECONCILIAÇÃO DAS TAXAS EFETIVAS E NOMINAIS DA PROVISÃO PARA O IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL

A reconciliação das taxas efetivas e nominais utilizadas para cálculo das provisões para o imposto de renda e contribuição social é demonstrada a seguir:

2015 2014

Lucro societário antes dos Impostos 519.125 635.926 Alíquota dos tributos nominal 34% 34%

(176.478) (216.191) Efeito das (adições) exclusões permanentes no cálculo do tributo

Juros sobre o capital próprio 39.307 31.997 Despesas indedutíveis e multas (14.382) (16.797) Incentivos fiscais e outros 3.607 4.095

Imposto de Renda e Contribuição Social - Resultado Societário (147.946) (196.896)

Efeito dos ajustes pela contabilidade regulatóriaAtivos e passivos financeiros setoriais 941 (12.862) Atualização do ativo financeiro da concessão (ICPC 01) 25.161 3.980 Reavaliação regulatória compulsória 30.080 20.574

Imposto de Renda e Contribuição Social - Ajustes Resultado Regulatório 56.182 11.692

Total Imposto de Renda e Contribuição Social - Resultado Regulatório (91.764) (185.204)

Imposto de renda e contribuição social correntes (91.628) (134.164) Imposto de renda e contribuição social diferidos (136) (51.040) Total (91.764) (185.204)

Riscos Importância

seguradaCobertura da apólice

Riscos operacionais e multirisco 1.062.768Danos materiais aos ativos da Companhia, exceto para as linhas de transmissão e distribuição

Responsabilidade civil terceiros 44.000Danos materiais, corporais e morais causados a terceiros, incluindo aqueles causados por empregados próprios e contratados

Responsabilidade civil administradores 26.250 Cobertura padrão praticada pelo mercado segurador

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27. REVISÃO E REAJUSTE TARIFÁRIO

27.1 Revisão Tarifária Periódica

O Contrato de Concessão estabelece que a Elektro deve passar pelo processo de Revisão Tarifária a cada quatro anos. A Revisão Tarifária tem como objetivo preservar o equilíbrio econômico-financeiro da concessão, assegurando uma tarifa justa para os consumidores, estimulando o aumento da eficiência e a qualidade do serviço prestado pela Distribuidora, além de preservar a atratividade financeira para os investidores.

A metodologia definitiva para o 4º Ciclo de Revisões Tarifárias resultou na elevação do WACC (líquido de impostos) de 7,50% para 8,09%.

A Quarta Revisão Tarifária da Elektro foi concluída e homologada pela Resolução nº 1.944 da ANEEL de 25 de agosto de 2015, utilizando as metodologias recentemente aprovadas pela ANEEL: Custos Operacionais; Perdas Técnicas e Não Técnicas de Energia; Base de Remuneração Regulatória (BRR); Custo de Capital – WACC; Fator X; Outras Receitas e Receitas Irrecuperáveis, a qual resultou em um reajuste médio nas tarifas de 4,20%.

27.2 Reajuste Tarifário Anual

No Reajuste Anual, que ocorre entre as Revisões Tarifárias, as empresas distribuidoras de energia elaboram os pleitos para reajuste das tarifas de energia elétrica, com base em fórmula definida no contrato de concessão, que considera para os custos não gerenciáveis (Parcela A), as variações incorridas no período entre reajustes e, para os custos gerenciáveis (Parcela B), a variação do IPCA, ajustado pela aplicação do Fator X, conforme mencionado no parágrafo anterior. Em 2015, devido a Revisão Tarifária Periódica, a Companhia não passou por um Reajuste Tarifário Anual.

27.3 Revisão Tarifária Extraordinária

Conforme previsto no Contrato de Concessão, a Revisão Tarifária Extraordinária (RTE) deve ser aplicada para garantir o equilíbrio econômico-financeiro das distribuidoras de energia. Diante da elevação dos custos com a compra de energia de Itaipu, do preço realizado no 14º Leilão de Energia Existente e no 18º Leilão de Ajuste e do aumento da cota anual do encargo da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), a Elektro solicitou ao regulador uma RTE, de forma a não ocasionar um descompasso expressivo em seu caixa. A RTE da Elektro foi aprovada em 2 de março de 2015, com índice médio de aumento de 24,25% para seus consumidores.

27.4 Composição da Base de Remuneração Regulatória

Para a avaliação dos ativos da Elektro vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração do 4º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica – CRTP vigente foram observadas as seguintes diretrizes:

a) A base de remuneração aprovada no 3º CRTP é “blindada”. Entende-se como Base Blindada os valores aprovados por laudo de avaliação ajustado, incluindo as movimentações ocorridas (baixas, depreciação) e as respectivas atualizações, além dos valores para as contas de almoxarifado de operações;

b) As inclusões entre março de 2011 e fevereiro de 2015, que ainda estavam em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas utilizando-se a metodologia regulatória vigente;

c) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de remuneração blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre março de 2011 e fevereiro de 2015 da revisão tarifária anterior e da atual – base incremental (item b);

d) Considera-se como data base do laudo de avaliação o último dia de fevereiro de 2015;

e) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IPCA, entre a data-base do laudo de avaliação e a data da revisão tarifária.

Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatória quando efetivamente utilizados no serviço público de distribuição de energia elétrica. Os bens que não são utilizados diretamente a distribuição de energia elétrica e de uso administrativo devem compor a BAR – Base de Anuidades Regulatórias.

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A tabela a seguir resume o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como da remuneração e quota de reintegração.

Descrição Valores(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) 7.727.837 (2) Índice de Aproveitamento Integral 17.918 (3) Obrigações Especiais Bruta 926.906 (4) Bens Totalmente Depeciados 1.406.954 (5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4) 5.376.059 (6) Depreciação Acumulada 4.614.237 (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) 3.113.599 (8) Índice de Aproveitamento Depreciado 9.676 (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) 3.103.923 (10) Almoxarifado em Operação 11.059 (11) Ativo Diferido - (12) Obrigações Especiais Liquida 668.021

Descrição Valores(13) Terrenos e Servidões 141.914 (14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13) 2.588.876 (15) Saldo RGR PLPT 58.144 (16) Saldo RGR Demais Investimetos - (17) Taxa de Depreciação 3,88%(18) Quota de Reintegração Regulatória 208.591 (19) WACC real antes de impostos 12,26%(20) Taxa RGR PLPT 1,35%(21) Taxa RGR Demais Investimentos 3,62%(22) Remuneração do Capital (15)*(20)+(16)*(21)+[(14)-(15)-(16)]*(19) 311.053

Em 23 de novembro de 2015, a ANEEL publicou uma nova versão do PRORET – Procedimento de Regulação Tarifária que trata da nova metodologia de definição da Base de Remuneração Regulatória – BRR e aplica-se aos investimentos realizados a partir do 5º CRTP.

27.5 Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis - CAIMI

O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis também denominado Anuidades, refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.

Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a Base de Remuneração. Esses ativos são determinados como uma relação AIS.

A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI:

Descrição Valores(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR) 296.406 (2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA) 133.383 (3) Base de Anuidade - Veículos (BARV) 35.569 (4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI) 127.455 (5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL) 15.016 (6) Anuidade - Veículos (CAV) 7.262 (7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI) 31.861 (8) CAIMI = (5)+(6)+(7) 54.139

27.6 Resumo da Revisão Tarifária

Aplicando-se as metodologias definidas no Módulo 2 do PRORET, que trata da revisão tarifária das concessionárias de distribuição de energia elétrica, a revisão tarifária da Outorgada é sintetizada na tabela a seguir, onde são apresentados todos os itens da receita requerida da concessionária, as outras receitas, os componentes financeiros e a receita verificada. A tabela apresenta também o quanto cada item de receita contribui para o reposicionamento tarifário apresentado.

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DescriçãoReceita

Verificada (R$)

Revisão (R$)

Var Projetado

(%)

Impacto na Revisão

Tarifária (%)

Part. Receita

(%)

1. PARCELA A (1.1 + 1.2 + 1.3) 3.349.296 4.678.698 99,61% 2,19% 77,98%1.1. Encargos Setoriais 326.380 1.650.562 24,84% 6,40% 27,51%

RGR - - - - - CCC - - - - - TFSEE 8.249 6.381 -22,65% -0,03% 0,11%CDE 74.924 1.350.929 3,63% 5,79% 22,52%PROINFA 102.364 101.879 -0,47% -0,01% 1,70%P&D (Eficiência Energética) 49.458 49.871 -19,11% -0,20% 0,83%NOS 153 166 8,53% 0,00% 0,00%ESS 91.232 141.336 54,92% 0,85% 2,36%

1.2. Transmissão 326.452 334.585 83,50% 0,14% 5,58%Rede Básica 169.287 137.201 -22,26% -0,54% 2,29%Rede Básica Fronteira 79.601 106.532 33,83% 0,45% 1,78%Itaipu 36.778 42.907 38,84% 0,10% 0,72%Conexão 22.391 28.388 26,78% 0,10% 0,47%CUSD 18.395 19.557 6,32% 0,02% 0,33%Outros - - - - 0,00%

1.3. Compra de Energia 2.696.464 2.693.551 -8,73% -4,35% 44,89%CCEAR Existente 1.664.024 1.662.227 CCCEAR Nova 186.713 186.511 Contratos Bilaterais 46.889 46.838 Itaipu 798.838 797.975

2. PARCELA B (2.1 + 2.2 + 2.3 + 2.4 + 2.5) 1.388.423 1.321.163 -4,84% 22,29% 22,02%2.1. Custos Operacionais + Anuidades 824.104 754.858 -8,40% - - 2.2. Remuneração 302.238 349.257 15,56% - - 2.3. Depreciação 256.621 208.874 -18,61% - - 2.4. Receitas Irrecuperáveis 29.500 30.484 3,34% - - 2.5. Outras Receitas 24.040- 22.310- -7,20% - - 3. Reposicionamento Econômico - - - 24,48% 100%4. Componentes Financeiros - 509.171 - 10,79% - 5. Reposicionamento com Financeiros - - - 35,27% - 6. Financeiros Retirados do IRT anterior - - - -31,07% - 7. Efeito para Consumidor - - - 4,20% -

28. INSTRUMENTOS FINANCEIROS E GERENCIAMENTO DE RISCOS

A seguir encontra-se a descrição dos principais ativos e passivos financeiros da Companhia, seus critérios de avaliação e valorização para fins de registro nas Demonstrações Financeira, bem como o nível hierárquico para mensuração do valor de mercado apresentado.

Empréstimos e financiamentos: Estão avaliados e registrados segundo parâmetros estabelecidos em contrato, sendo que o valor de mercado desses passivos, calculado somente para fins de demonstração, foi projetado com base no fluxo de caixa descontado, utilizando taxas disponíveis no mercado para operações semelhantes na data das Demonstrações Contábeis. Para contratos vinculados a projetos específicos do setor, obtidos junto à Eletrobrás, os valores de mercado são considerados idênticos aos saldos contábeis, uma vez que não existem instrumentos similares disponíveis, com vencimentos e taxas de juros comparáveis. Os empréstimos e financiamentos foram mensurados e contabilizados pelo custo amortizado utilizando o método da taxa de juros efetivos. Ganhos e perdas são reconhecidos na demonstração do resultado no momento da baixa dos passivos, bem como durante o processo de amortização pelo método da taxa de juros efetivos. O valor contábil é o que melhor representa a posição patrimonial e financeira da Companhia com relação a esses instrumentos, portanto, o valor de mercado para esses passivos é somente informativo. Nível hierárquico 2.

Instrumentos financeiros derivativos: A Companhia possui empréstimo em moeda estrangeira, conforme divulgado na nota 8. A exposição relativa à captação de recursos em moeda estrangeira é coberta pela utilização de instrumentos derivativos de proteção econômica e financeira contra a variação cambial: Swap de moeda, sem nenhum componente de alavancagem.

Os valores de mercado são calculados projetando os fluxos futuros das operações (ativo e passivo) utilizando as condições contratadas e descontando esse fluxo por taxas estimadas de mercado. Os derivativos a elas vinculados, por sua vez, foram considerados instrumentos de hedge (hedge accounting). Nível hierárquico 2.

A Companhia não apresenta como prática a contratação de derivativos exóticos, bem como a utilização de instrumentos financeiros derivativos com propósitos especulativos.

Debêntures: Estão avaliadas e registradas pelo método do custo amortizado, seguindo os termos das respectivas escrituras de emissão, representando o valor captado líquido dos respectivos custos da emissão, atualizado pelos juros efetivos da operação e os pagamentos realizados no período. O valor de mercado das debêntures da 5ª e 6ª Emissão, conforme quadro abaixo, é calculado segundo metodologia de fluxo de caixa descontado, com base na taxa de juros da 6ª Emissão de debêntures

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da Elektro definida no processo de bookbuilding, utilizada como melhor estimativa para essas operações. As debêntures foram classificadas como “passivos financeiros não mensurados ao valor justo” e o valor de mercado demonstrado é informativo. Para a 6ª Emissão de Debêntures, como não temos acesso às taxas negociadas, o valor de mercado é o mesmo registrado no processo de bookbuilding (valor contábil). Nível hierárquico 2.

Demais ativos e passivos financeiros: Para equivalentes de caixa foi atribuído nível hierárquico 1 e para os demais ativos e passivos, foi atribuído nível hierárquico 2. Seguem abaixo os valores contábeis e de mercado dos principais instrumentos financeiros da Companhia e sua classificação:

* Valor de mercado demonstrado é informativo

Política de utilização de instrumentos financeiros derivativos

De acordo com a política da Elektro, a utilização de derivativos tem como propósito único e específico proteger a Companhia de eventuais exposições a moedas ou taxas de juros. Como atualmente não há risco cambial em suas operações, excetuando-se a contratação do empréstimo em moeda estrangeira, como já destacado acima, e a Elektro mantém o equilíbrio das taxas de juros entre ativo (caixa) e passivo (dívida) de forma natural, a utilização deste tipo de instrumento acaba sendo pontual e não com caráter usual.

Nas atividades da Companhia, é considerado risco relevante, apenas a exposição cambial, relacionada às variações cambiais derivadas dos pagamentos de energia comprada de Itaipu, que são atrelados ao dólar norte-americano. Essas variações cambiais passaram a ter seus efeitos neutralizados no resultado financeiro da Companhia, a partir do reconhecimento dos ativos e passivos financeiros setoriais e sempre foram repassados à tarifa, tendo efeitos temporários sobre o caixa.

Seguem os principais fatores de risco que afetam os negócios da Companhia:

Variação das taxas de juros

A Companhia realizou uma análise em seus instrumentos financeiros, com objetivo de mensurar os impactos decorrentes de mudanças em variáveis de mercado, considerando como cenário mais provável para a realização nos próximos 12 meses a projeção dos indicadores divulgados no Relatório Focus do Banco Central.

O impacto no resultado financeiro líquido foi analisado em três cenários de variação de índices CDI, IGP-M, IPCA e TJLP, sendo: (i) variação dos índices projetados para 2016, de acordo com dados do Relatório Focus, disponibilizado em 31 de dezembro de 2015: 14,70%, 6,50% e 6,11% para CDI, IGP-M e IPCA, respectivamente, e a variação da TJLP de 7,5% divulgada pelo Conselho Monetário Nacional, (ii) elevação dos índices projetados atuais em 25%, e (iii) elevação dos índices projetados atuais em 50%.

Valor contábil Valor de mercado Avaliação ClassificaçãoAtivoCaixa e equivalentes de caixa 785.146 785.146 Valor justo Mantido para negociaçãoConsumidores, parcelamentos de débitos e supridores 1.154.118 1.154.118 Custo amortizado Empréstimos e recebíveisValores a receber de Parcela A e outros itens financeiros 948.205 948.205 Custo amortizado Empréstimos e recebíveisCaução de fundos e depósitos vinculados 14.658 14.658 Custo amortizado Empréstimos e recebíveisTotal ativo 2.902.127 2.902.127

PassivoFornecedores e supridores de energia elétrica (586.330) (586.330) Custo amortizado Passivos não mensurados a valor justoEmpréstimos e financiamentos em moeda nacional* (567.009) (567.157) Custo amortizado Passivos não mensurados a valor justoEmpréstimos e financiamentos em moeda estrangeira* (1.569.625) (1.569.625) Valor justo Objeto de Hedge

Operações de swap 499.326 499.326 Valor justo Instrumento de Hedge

Debêntures* (1.076.539) (1.120.620) Custo amortizado Passivos não mensurados a valor justoArrendamento mercantil (14.849) (14.849) Custo amortizado Passivos não mensurados a valor justoValores a devolver de Parcela A e outros itens financeiros (535.305) (535.305) Custo amortizado Passivos não mensurados a valor justoTotal passivo (3.850.331) (3.894.560)

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(a) A operação foi originalmente contratada em dólares norte-americanos, porém a Companhia possui uma operação de swap conjunta com o objetivo de neutralizar o risco derivado da variação cambial. Desta forma, a operação passa a ser indexada apenas ao CDI, motivo pelo qual o mesmo é apresentado nesta análise.

Risco de inadimplência

A Companhia reconhece como inadimplência qualquer conta em atraso a partir de um dia após a data do seu vencimento. Em 31 de dezembro de 2015, o saldo do contas a receber vencido apresentou aumento de R$ 172.943 quando comparado com 2014. O índice de inadimplência no encerramento do período foi de 4,6%(1) (4,1% em 31 de dezembro de 2014).

Para intensificar a recuperação da inadimplência, a Companhia atua por meio de: (i) programas de renegociação dos débitos pendentes atrelados a garantias; (ii) negativação de clientes em empresas de proteção ao crédito; (iii) corte do fornecimento de energia elétrica, em conformidade com a regulamentação vigente; (iv) contratação dos serviços de empresas especializadas na cobrança de contas em atraso; e (v) cobrança judicial. Adicionalmente, a Companhia vem desenvolvendo novas tecnologias com o objetivo de fornecer outras formas de pagamento aos clientes, como por exemplo, a disponibilidade de pagamento com cartão de débito e parcelamento com cartão de crédito. (1) Índice calculado com base no valor do contas a receber vencido pela receita de fornecimento de energia bruta.

Risco da revisão e do reajuste das tarifas de fornecimento

Alterações na metodologia vigente são amplamente discutidas através do mecanismo de Audiência Pública e contam com contribuições da Companhia, concessionárias e demais agentes do setor.

Em caso de evento imprevisível que venha a afetar o equilíbrio econômico-financeiro da concessão, poderá a Elektro justificar e requerer ao regulador a abertura de uma Revisão Tarifária Extraordinária, ficando a realização desta a critério do regulador. A própria ANEEL também poderá proceder com Revisões Extraordinárias caso haja criação, alteração ou exclusão de encargos e/ou tributos, para repasse dos mesmos às tarifas.

Risco de liquidez

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

Risco de mercado

Pelo atual marco regulatório, a contratação de energia pelas distribuidoras ocorre principalmente através de leilões regulados pela ANEEL. Para suprir parte do mercado de 2015 e dos próximos anos, a Elektro participou dos seguintes leilões: (i) 14º Leilão de Energia Existente A-1 ocorrido em 5 de dezembro de 2014, com a aquisição de 27,96 MWmed e início de suprimento a partir de janeiro de 2015; (ii) 18º Leilão de Ajuste, ocorrido em 15 de janeiro de 2015 com a aquisição de 51,3 MWmed, sendo: 4,5 MWmed com período de suprimento de 1º de janeiro a 31 de março de 2015 e 46,7 MWmed com período de suprimento de 1º de janeiro a 30 de junho de 2015; e (iii) 3º Leilão de Fontes Alternativas, ocorrido em 27 de abril de 2015, com aquisição de 0,41 MWmed e início de suprimento a partir de 1º de julho de 2017. Além dos leilões acima descritos, houve ainda alocação de novas

Instrumentos Exposição RiscoCenário Provável

Elevação do índice em 25%

Elevação do índice em 50%

Aplicações Financeiras 775.120 Variação CDI 113.943 142.428 170.914 Debêntures - 5ª Emissão 1ª Série (42.175) Variação CDI (6.200) (7.750) (9.300) Empréstimo (a) (1.070.299) Variação CDI (157.475) (196.843) (236.212) Debêntures - 6ª Emissão 1ª Série (229.333) Variação CDI (33.712) (42.140) (50.568)

(566.687) (83.444) (104.305) (125.166)

Debêntures - 5ª Emissão 2ª Série (248.988) Variação IPCA (15.213) (19.016) (22.820)



Financiamentos - Finep 5º Ciclo (7.802) Variação TJLP (585) (731) (878)

Financiamentos - BNDES (464.221) Variação TJLP (34.817) (43.521) (52.225)

Redução (Aumento) (168.093) (210.116) (252.140)

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cotas de garantia física a partir de 2015 devido ao fim da vigência dos contratos de geração principalmente a partir de julho de 2015.

Com a alocação de novas cotas de garantia física a partir de julho de 2015 e a queda do mercado de energia neste ano, a Elektro, que ao longo do ano apresentou insuficiência contratual, encerrou o ano com sobrecontratação de 0,97%, portanto, dentro do limite para repasse integral às tarifas.

De acordo com o Modelo Regulatório, as distribuidoras devem contratar antecipadamente 100% de suas necessidades totais de energia elétrica por meio de leilões que ocorrem com antecedência de cinco, três e um ano. Caso o montante de energia elétrica contratada encontre-se na faixa compreendida entre 100% e 105% de sua necessidade total, haverá repasse integral às tarifas do custo incorrido com a compra. Contudo, caso o montante de energia elétrica contratada supere em 5% a sua necessidade total (105%), deverá ser assumido pela Companhia o risco de diferença entre o preço de compra e o de venda desse montante excedente no mercado spot.

Risco de interrupção no fornecimento de energia elétrica

A Elektro, com o intuito de minimizar os efeitos provocados por eventual descontinuidade do fornecimento de energia elétrica para seus clientes, atribuídos a eventos não previsíveis, e que atingem sua infraestrutura de sistemas elétricos, atua de forma intensa para reduzir o número de unidades consumidoras afetadas e também diminuir a frequência e o tempo dessas interrupções.

Dentre as ações executadas para diminuir a frequência e o tempo das interrupções, destaca-se a disponibilidade de quatro subestações, três transformadores e dois disjuntores – todos móveis e próprios, que permitem flexibilidade operacional e agilidade no restabelecimento do fornecimento de energia elétrica. Acrescente-se o investimento na digitalização de 108 subestações (SE) automatizadas, a automação do comando e supervisão remota de 1.980 equipamentos em redes de distribuição (religadores, reguladores de tensão, bancas de capacitores e sensores de redes), que utilizam comunicação com tecnologia modem celular, satélite, rádio e fibra óptica, contribuindo com a redução do deslocamento das equipes para a execução das tarefas na rede de distribuição, bem como a implantação de 155 sistemas de recomposição automática ‘Self Healings’, que restabelece de forma automática trechos desenergizados para fontes alternativas evitando desligamentos de longa duração e a redução da quantidade de clientes desligados, beneficiando atualmente cerca de 376.000 consumidores.

Como ações para reduzir o número de unidades consumidoras atingidas, a Elektro mantém consistente programa de manutenção preventiva, atuando em média em 17 mil km de rede por ano, bem como realiza investimentos de melhoria, expansão e modernização de 458 disjuntores e a instalação de 2,9 mil km de redes compactas com cabos protegidos, nos últimos 10 anos.

Risco de racionamento

A Elektro, por ser uma empresa distribuidora, depende diretamente da energia elétrica que lhe é suprida pelas empresas de geração para atender seus consumidores. A matriz energética brasileira é composta principalmente por hidrelétricas, o que implica em uma forte dependência do volume de chuva incidente nos reservatórios e sua capacidade de armazenamento. Devido a baixa afluência ocorrida ao longo de 2014, inclusive no período chuvoso (a ENA – Energia Natural Afluente – de dezembro/14 realizou em 84% da média histórica), os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste se apresentaram no último ano com um baixo índice de volume armazenado (aproximadamente 19,3% da capacidade). Ao longo de 2015 houve uma recuperação do nível dos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste para 29,8% da capacidade e em março de 2016 o nível chegou a 56,6% eliminando o risco de racionamento para este ano.

29. CONCILIAÇÃO DO BALANÇO PATRIMONIAL REGULATÓRIO E SOCIETÁRIO

A Administração da Companhia, após reavaliação de determinados temas e objetivando uma melhor apresentação de seu desempenho financeiro, procedeu na divulgação da Demonstração Financeira Societária do primeiro trimestre de 2016 a realização da reclassificação de instrumentos de hedge de forma retrospectiva em seu balanço patrimonial, originalmente publicado em 19 de fevereiro de 2016, conforme as orientações do CPC 23 – Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de

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Erro. Estes ajustes foram contemplados nos quadros de reclassificação do Balanço Patrimonial apresentado na sequencia.

Para fins de comparabilidade as mudanças efetuadas estão apresentadas a seguir:

Balanço Patrimonial - Ativo Divulgado Reclassificações Reclassificado

Circulante 2.899.505 134.494 3.033.999

Instrumentos financeiros derivativos - 134.494 134.494

Não Circulante 3.994.556 373.808 4.368.364

Instrumentos financeiros derivativos - 373.808 373.808

Total do ativo 6.894.061 508.302 7.402.363

Balanço Patrimonial - Passivo Divulgado Reclassificações Reclassificado

Circulante 2.213.407 134.494 2.347.901

Empréstimos e financiamentos 546.855 134.494 681.349

Não Circulante 2.718.209 373.808 3.092.017

Empréstimos e financiamentos 2.181.841 373.808 2.555.649

Patrimônio líquido 1.962.445 - 1.962.445

Total do passivo 6.894.061 508.302 7.402.363

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Após reavaliação do Pronunciamento Técnico CPC 39 Instrumentos Financeiros: Apresentação, e para melhor demonstrar os itens que compõem o endividamento financeiro que antes era apresentado líquido no passivo, a Companhia segregou a contabilização do montante a pagar referente a empréstimos em moeda estrangeira objeto de hedge no passivo e do valor a receber referente ao instrumento de hedge derivativo (swap) no ativo. Embora esses instrumentos financeiros tenham sido contratados ao mesmo tempo e com um propósito específico, possuem contratos e fluxos de caixa separados. Esta mudança não afeta a condição financeira, nem a capacidade de pagamento da Companhia, refere-se apenas a uma reclassificação contábil para melhor apresentação de suas Demonstrações Financeiras

A Companhia seguiu as práticas contábeis adotadas no Brasil e as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS) para elaboração das Demonstrações Contábeis Societárias, sendo que para fins regulatórios, a Companhia seguiu a regulamentação determinada pela ANEEL. Dessa forma, uma vez que há diferenças entre as práticas societárias e regulatórias, faz-se necessária a apresentação da reconciliação das informações aqui apresentadas.

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Ativo Outros Reavaliação Outros ReavaliaçãoReapresentado

Ativo Circulante 3.033.999 - - - 3.033.999 2.044.225 - - - 2.044.225 Caixa e equivalentes de caixa 785.146 - - - 785.146 578.648 - - - 578.648 Consumidores 1.138.256 - - - 1.138.256 740.544 - - - 740.544 Tributos Compensáveis 81.257 - - - 81.257 40.579 - - - 40.579 Ativos Financeiros Setoriais 625.146 - - - 625.146 503.016 - - - 503.016 Subsídios Tarifários 232.535 - - - 232.535 125.113 - - - 125.113 Instrumentos financeiro derivativos 134.494 - - - 134.494 - - - - - Caução de fundos e depósitos vinculados 8.114 - - - 8.114 7.776 - - - 7.776 Almoxarifado Operacional 11.559 (11.559) - - - 10.703 - - - 10.703 Outros Ativos Circulantes 17.492 11.559 - - 29.051 37.846 - - - 37.846

Ativo Não Circulante 4.578.273 - 76.638 (286.548) 4.368.363 3.932.240 - 28.732 (70.426) 3.890.546 Consumidores 15.862 - - - 15.862 28.024 - - - 28.024 Tributos Compensáveis 84.060 - - - 84.060 80.770 - - - 80.770 Instrumentos financeiro derivativos 373.808 - - - 373.808 132.779 - - - 132.779 Caução de fundos e depósitos vinculados 6.544 (6.544) - - - 10.471 - - - 10.471 Depósito judicial 111.260 - - - 111.260 102.081 - - - 102.081 Tributos diferidos 29.2 599.642 - (39.482) 147.611 707.771 742.011 - (13.376) 36.280 764.915 Ativos Financeiros Setoriais 323.059 - - - 323.059 284.019 - - - 284.019 Ativo indenizável (concessão) 29.1 - - 907.123 - 907.123 - - 700.242 - 700.242 Outros Ativos Não Circulantes 29.1 42.074 6.544 - 13 48.631 42.146 - - 13 42.159

Total Imobilizado e Intangível 29.1 3.021.964 - (791.003) (434.172) 1.796.789 2.509.939 - (658.134) (106.719) 1.745.086

Imobilizado 29.1 3.581.468 (340.966) (2.613.729) (613.279) 13.494 3.061.678 (429.608) (2.320.366) (293.765) 17.939 Em serviço 8.040.127 - (4.458.496) (3.568.137) 13.494 6.696.351 - (4.084.436) (2.579.949) 31.966 (-) Reintegração acumulada (4.799.625) - 1.844.767 2.954.858 - (4.064.281) - 1.764.070 2.286.184 (14.027) Em curso 340.966 (340.966) - - - 429.608 (429.608) - - -

Obrigações Especiais 29.1 (713.679) - 467.519 246.160 - (676.282) - 440.485 235.797 - Em serviço (926.906) - 564.251 362.655 - (651.410) - 407.958 243.452 - (-) Reintegração acumulada 258.886 - (142.391) (116.495) - 129.802 - (122.147) (7.655) - Em curso (45.659) - 45.659 - - (154.674) - 154.674 - -

Intangível 29.1 154.175 340.966 1.355.207 (67.053) 1.783.295 124.543 429.608 1.221.747 (48.751) 1.727.147 Em Serviço 304.211 - 2.450.943 (145.799) 2.609.355 223.151 - 2.221.459 (96.194) 2.348.416 (-) Reintegração Acumulada (167.046) - (651.804) 78.746 (740.104) (123.749) - (527.487) 47.443 (603.793) Obrigações Especiais - - (443.932) - (443.932) - - (472.225) - (472.225) Em curso 17.010 340.966 - 357.976 25.141 429.608 - 454.749

Total do Ativo 7.612.272 - 76.638 (286.548) 7.402.362 5.976.465 - 28.732 (70.426) 5.934.771

Notas Regulatório Reclassificações Societário Regulatório Reclassificações SocietárioAjustes Ajustes

2015 2014

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Passivo e Patrimônio Líquido Notas Regulatório Reclassificações Outros Reavaliação Societário Regulatório Reclassificações Outros Reavaliação Societário

Reapresentado

Passivo Circulante 2.353.361 - (5.461) - 2.347.900 1.071.266 - (18.879) - 1.052.387 Fornecedores 586.330 - - - 586.330 488.071 - - - 488.071 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 681.349 - - - 681.349 130.753 - - - 130.753 Obrigações Sociais e Trabalhistas 60.813 - - - 60.813 54.330 - - - 54.330 Encargos do consumidor 335.364 - - - 335.364 7.307 - - - 7.307 Obrigações P&D e eficiência energética 29.3 45.545 - (5.461) - 40.084 26.352 - - - 26.352 Tributos 222.941 - - - 222.941 124.072 - - - 124.072 Dividendos Declarados e Juros Sobre o Capital Próprio 98.279 - - - 98.279 3.365 - - - 3.365 Passivos Financeiros Setoriais 271.483 - - - 271.483 190.624 - (18.879) - 171.745 Outros Passivos Circulantes 51.257 - - - 51.257 46.392 - - - 46.392

Passivo Não Circulante 3.092.017 - - - 3.092.017 2.640.479 - 21.646 - 2.662.125 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 2.555.649 - - - 2.555.649 2.197.877 - - - 2.197.877 Obrigações P&D e eficiência energética 17.382 - - - 17.382 15.346 - - - 15.346 Provisão para Litígios 239.719 - - - 239.719 219.088 - - - 219.088 Passivos Financeiros Setoriais 263.822 - - - 263.822 193.925 - 21.646 - 215.571 Outros Passivos Não Circulantes 15.445 - - - 15.445 14.243 - - - 14.243

Total do Passivo 5.445.378 - (5.461) - 5.439.917 3.711.745 - 2.767 - 3.714.512

Patrimônio líquido 29.4 2.166.894 - 82.099 (286.548) 1.962.445 2.264.720 - 25.965 (70.426) 2.220.259 Capital social 952.492 - - - 952.492 952.492 - - - 952.492 Reservas de capital 765.882 - - - 765.882 765.882 - - - 765.882 Reservas de lucros 171.422 - - - 171.422 171.422 - - - 171.422 Reservas de reavaliação 29.1 286.548 - - (286.548) - 70.426 - - (70.426) - Lucros acumulados 29.4 (82.099) - 82.099 - - (25.965) - 25.965 - - Proposta para Distribuição de Dividendos Adicionais 72.649 - - - 72.649 330.463 - - - 330.463

Total do Passivo e Patrimônio Líquido 7.612.272 - 76.638 (286.548) 7.402.362 5.976.465 - 28.732 (70.426) 5.934.771

AjustesAjustes2015 2014

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Outros Reavaliação Outros Reavaliação

Receita operacional bruta 9.059.427 92.251 76.771 - 9.228.449 6.071.963 100.058 11.707 - 6.183.728

Fornecimento de energia elétrica 5.591.380 2.139.692 - - 7.731.072 3.540.371 1.566.572 - - 5.106.943

Energia elétrica de curto prazo 143.431 - - - 143.431 191.649 - - - 191.649

Receita de atividade não vinculada (37.648) 37.648 - - - (29.004) 29.004 - - -

Ativos Financeiros Setoriais 508.912 50.762 2.767 - 562.441 375.988 23.731 - - 399.719

Serviços cobráveis 2.051 (2.051) - - - 1.814 (1.814) - - -

Subvenção Baixa Renda 230.151 - - - 230.151 223.322 - - - 223.322

Receita de uso do sistema de distribuição 2.621.150 (2.278.112) - - 343.038 1.767.823 (1.627.738) - - 140.085

Atualização do ativo financeiro 29.1 - - 74.004 - 74.004 - - 11.707 - 11.707

Remuneração do ativo financeiro - 98.752 - - 98.752 - 72.175 - - 72.175

Outras receitas - 45.560 - - 45.560 - 38.128 - - 38.128

Deduções da receita operacional (4.031.010) - 5.460 - (4.025.550) (1.695.983) (15.364) - - (1.711.347)

Tributos e Encargos (2.239.813) - - - (2.239.813) (1.585.601) - - - (1.585.601)

ICMS (1.464.593) - - - (1.464.593) (958.167) - - - (958.167)

PIS-PASEP / Cofins (772.656) - - - (772.656) (627.138) - - - (627.138)

Outros tributos (2.564) - - - (2.564) (296) - - - (296)

Encargos - Parcela "A" (1.791.197) - 5.460 - (1.785.737) (110.382) (15.364) - - (125.746)

Pesquisa e desenvolvimento - P&D 29.3 (25.375) - 2.730 - (22.645) (20.564) - - - (20.564)

Programa de eficiência energética - PEE 29.3 (25.375) - 2.730 - (22.645) (20.564) - - - (20.564)

Conta de desenvolvimento energético - CDE (1.187.668) (6.349) - - (1.194.017) (59.524) (18.148) - - (77.672)

Conta de consumo de combustíveis - CCC - - - - - (2.784) 2.784 - - -

Bandeira tarifária - (538.957) - - (538.957) - - - - -

Outros encargos (552.779) 545.306 - - (7.473) (6.946) - - - (6.946)

Receita de construção 29.1 - - 368.371 - 368.371 - - 295.195 - 295.195

Receita Liquida 5.028.417 92.251 450.602 - 5.571.270 4.375.980 84.694 306.902 - 4.767.576

Custos não gerenciáveis - Parcela "A" (3.667.603) (54.491) - - (3.722.094) (3.012.488) - - - (3.012.488)

Energia elétrica comprada para revenda (2.833.420) (87.113) - - (2.920.533) (1.513.697) - - - (1.513.697)

Energia elétrica comprada para revenda - Spot (177.820) 32.622 - - (145.198) (1.051.038) - - - (1.051.038)

Energia elétrica comprada para revenda - Proinfa (101.879) - - - (101.879) (106.120) - - - (106.120)

Encargo de Transmissão, Conexão e Distribuição (554.484) - - - (554.484) (341.633) - - - (341.633)

Resultado antes dos custos gerenciáveis 1.360.814 37.760 450.602 - 1.849.176 1.363.492 84.694 306.902 - 1.755.088

Custos gerenciáveis - Parcela "B" (858.553) (41.488) - 88.469 (811.572) (722.237) (36.314) - 60.511 (698.040)

Pessoal 29.6 (257.679) (16.637) - - (274.316) (239.694) (11.917) - - (251.611)

Administradores (17.119) - - - (17.119) (13.180) - - - (13.180)

Material (35.781) - - - (35.781) (35.478) - - - (35.478)

Serviços de terceiros (155.661) - - - (155.661) (116.178) - - - (116.178)

Arrendamentos e alugueis (11.230) - - - (11.230) (12.327) - - - (12.327)

Seguros (1.345) - - - (1.345) (1.188) - - - (1.188)

Provisão devedores duvidosos (63.278) - - - (63.278) (21.106) - - - (21.106)

Provisões - Outras (24.481) - - - (24.481) (22.009) - - - (22.009)

Tributos (2.212) - - - (2.212) (5.535) - - - (5.535)

Depreciação e amortização 29.1 (250.674) 158.100 - 88.469 (4.105) (212.345) 148.751 - 60.511 (3.083)

Amortização intangível - (158.100) - - (158.100) - (148.751) - - (148.751)

Outras Receitas Operacionais 41.488 (41.488) - - - 36.314 (36.314) - - -

Outras Despesas Operacionais (80.581) 16.637 - - (63.944) (79.511) 11.917 - - (67.594)

Custo de construção 29.1 - - (368.371) - (368.371) - - (295.195) - (295.195)

Resultado da atividade da concessão 502.261 (3.728) 82.231 88.469 669.233 641.255 48.380 11.707 60.511 761.853

Resultado Financeiro (153.836) 3.728 - - (150.108) (68.353) (57.574) - - (125.927)

Receitas financeiras 220.841 3.728 - - 224.569 294.844 (183.313) - - 111.531

Despesas financeiras (374.677) - - - (374.677) (363.197) 125.739 - - (237.458)

Resultado antes dos impostos sobre o lucro 348.425 - 82.231 88.469 519.125 572.902 (9.194) 11.707 60.511 635.926

Imposto de renda 29.4 (67.329) - (19.188) (22.122) (108.639) (135.730) 7.159 (628) (15.128) (144.327)

Contribuição social 29.4 (24.435) - (6.909) (7.962) (39.307) (49.474) 2.578 (226) (5.447) (52.569)

Resultado Líquido do Exercício 26.5 256.661 - 56.134 58.384 371.179 387.698 543 10.853 39.936 439.030

2015 2014

Ajustes AjustesNotas Regulatório Reclassificações Societário Regulatório Reclassificações Societário

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A seguir são detalhadas a natureza e explicação dos ajustes apresentados entre a contabilidade societária e a regulatória:

29.1 Ativos da Concessão e Imobilizado:

Os ajustes dos Ativos apresentados são decorrentes da variação de critérios pela aplicação no âmbito societário da ICPC 01 e OCPC 05 – Contratos de Concessão, que resulta na bifurcação do ativo imobilizado em ativo intangível e financeiro indenizável enquanto que para fins regulatórios são classificados apenas como Ativo Imobilizado.

No âmbito societário

Ativo Intangível: O valor de R$ 1.783.296, está representado pelo direito ao uso durante o período da concessão da infraestrutura construída ou adquirida pela Companhia e, consequentemente pelo direito de cobrar dos consumidores pelos serviços prestados ao longo do contrato de concessão. O Ativo Intangível está registrado a valor de custo de aquisição, deduzido da amortização acumulada, que é calculada pelas taxas de depreciação da infraestrutura definidas pela ANEEL. Além disso, está acrescido de encargos financeiros (juros sobre obras em andamento), quando aplicável.

Ativo financeiro indenizável: O valor de R$ 907.123, está composto pela parcela dos investimentos realizados não amortizados até o final da concessão, e que serão objeto de indenização pelo Poder Concedente ao término do contrato de concessão. A Administração entende que a melhor estimativa para cálculo da indenização é utilizar a metodologia do Valor Novo de Reposição (VNR). Esta metodologia é atualmente adotada pelo regulador para fins de determinação da Base de Remuneração Regulatória (BRR). Visando sempre a melhor estimativa da indenização ao final da concessão. O valor justo do ativo financeiro apurado a partir da BRR homologada no 4º ciclo é atualizado mensalmente com base no IPCA.

Receita e Custo de construção (resultado):

A Companhia contabiliza as receitas e custos relativos a serviços de construção ou melhoria, sob a modalidade de contratação “custo mais margem” (cost plus), na qual a concessionária é reembolsada por custos incorridos, acrescido de percentual sobre tais custos. Entretanto, nas concessões de distribuição no Brasil, não há margem nos serviços de construção. Desta forma, a margem de construção foi estabelecida como sendo igual a zero, considerando que os valores desembolsados na atividade de construção são pleiteados, sem a incidência de qualquer margem, na BRR.

No âmbito regulatório:

Imobilizado: Os efeitos da aplicação da norma contábil societária ICPC 01 (R1) são expurgados para efeito de elaboração da Contabilidade Regulatória. Dessa forma, os bens vinculados à concessão são classificados como Imobilizado e registrados com base no Valor Novo de Reposição - VNR, aprovado no laudo de avaliação da Base de Remuneração Regulatória (BRR), deduzidos da respectiva depreciação acumulada calculada pelo método linear utilizando-se as taxas anuais definidas pela ANEEL e índice de aproveitamento, tomando-se por base os saldos contábeis registrados nas respectivas Unidades de Cadastro – UC, conforme determina a Resolução Normativa nº 367 de 2 de junho de 2009 e atualizações.

Intangível: Compreendem os ativos adquiridos de terceiros, substancialmente representados por gastos na implementação de softwares e faixas de servidões permanentes registrados, mensurados com base no Valor Novo de Reposição - VNR, aprovado no laudo de avaliação da Base de Remuneração Regulatória (BRR), deduzidos da respectiva amortização acumulada, quando aplicável.

Reavaliação regulatória compulsória: A atualização do custo histórico do Ativo Imobilizado, Intangível e Obrigações Especiais e respectivas depreciação e amortização acumuladas pelo Valor Novo de Reposição (VNR), determinadas pela Resolução ANEEL 396/2010 e atualizações, refletem na contabilização de uma reavaliação compulsória no Patrimônio Líquido.

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29.2 Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos (resultado)

Os ajustes entre a contabilidade societária e a contabilidade regulatória são decorrentes do efeito sobre a reavaliação regulatória compulsória e reversão dos efeitos tributários societários referente à atualização do ativo financeiro da concessão conforme ICPC 01.

29.3 Recálculo de Obrigações P&D e Eficiência Energética decorrente da reclassificação de

bandeiras tarifárias

Em 28 de janeiro de 2016, através do Despacho nº 245, a ANEEL tratou a mudança de contabilização no reconhecimento dos repasses ou recebimentos à Conta Centralizadora de Receitas de Bandeiras Tarifárias - CCRBT para a receita operacional. Como consequência dessa alteração, a base de cálculo da Receita Operacional Líquida – ROL para aplicação de P&D e PEE foi impactada positivamente pelo aumento da receita proveniente do acionamento das bandeiras tarifárias. A aplicação das mudanças tratadas nesse despacho, no entanto, ocorreu apenas na contabilidade regulatória, visto que na data do Despacho o exercício social societário já estava encerrado.

29.4 Conciliação do Patrimônio Líquido e Lucro Líquido - Societário e Regulatório

Conciliação do Patrimônio Líquido

Ref. 2015 2014Patrimônio Líquido conforme contabilidade societária 1.962.445 2.220.259

Efeito dos ajustes entre contabilidade societária x regulatória 204.449 44.461 Atualização do ativo financeiro da concessão (ICPC 01) (a) (116.112) (42.108) Reavaliação regulatória compulsória (b) 3.467.770 2.432.678 Depreciação - reavaliação regulatória compulsória (b) (3.033.614) (2.325.972) Outros (c) (5.460) 2.767 Tributos sobre as diferenças de práticas contábeis (108.135) (22.904)

Patrimônio Líquido Regulatório 2.166.894 2.264.720

Conciliação do Lucro Líquido

Ref. 2015 2014Lucro líquido conforme contabilidade societária 371.179 439.030 Efeito dos ajustes entre contabilidade societária x regulatória (114.518) (51.332)

Atualização do ativo financeiro da concessão (ICPC 01) (a) (74.004) (11.707) Depreciação - reavaliação regulatória compulsória (b) (88.469) (60.511) Outros (c) (8.227) 9.194 Tributos sobre as diferenças de práticas contábeis 56.182 21.428 Reversão de tributos diferidos sobre ativo e passivo financeiros setoriais (d) - (9.736)

Lucro líquido regulatório 256.661 387.698

(a) Atualização do ativo financeiro da concessão (ICPC01): O efeito é decorrente da contabilização das atualizações a mercado dos saldos da expectativa de direito incondicional de receber caixa (indenização) na contabilidade societária. Os lançamentos correspondentes foram realizados em atendimento ao disposto na ICPC 01 – Contratos de Concessão, mas que não se aplicam a contabilidade regulatória, conforme descrito no item 29.1;

(b) Reavaliação regulatória compulsória: Descrito no item 29.1;

(c) Outros: Composto principalmente pelo Recálculo de obrigações P&D e Eficiência Energética

decorrente da reclassificação de bandeiras tarifárias, conforme descrito no item 29.3.

(d) Depreciação - reavaliação regulatória compulsória: efeito decorrente da atualização do Ativo Imobilizado e Intangível na contabilidade regulatória pela nova Base de Remuneração Regulatória homologada no 4º Ciclo de Revisão Tarifária, que em 2015 constitui um novo valor

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de reavaliação sobre os bens da companhia, aumentando assim a base de cálculo para a aplicação das taxas de depreciação anual que são iguais as da contabilidade societária

29.5 Pessoal e Administradores

No processo de capitalização, a Companhia realiza a capitalização dos custos operacionais segregados em pessoal, material, serviços e outros. Após calculo de rateio é realocado os devidos custos nas obras de investimentos e em desativação.

Para fins de apresentação societária, todos os custos de Ordem de Desativação são transferidos para uma conta específica de desativação, a fim de anular seu efeito. Porém para o regulatório a Companhia mantém a capitalização dentro de cada grupo, apresentando seu efeito no mesmo.

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DIRETORIA

MARCIO HENRIQUE FERNANDES

DIRETOR PRESIDENTE

SIMONE BORSATO

DIRETORA EXECUTIVA DE CONTROLADORIA, FINANCEIRA E DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES

ANDRÉ AUGUSTO TELLES MOREIRA

DIRETOR EXECUTIVO DE OPERAÇÕES

CRISTIANE DA COSTA FERNANDES

DIRETORA EXECUTIVA DE ASSUNTOS REGULATÓRIOS E INSTITUCIONAIS

JOÃO GILBERTO MAZZON

DIRETOR EXECUTIVO COMERCIAL E SUPRIMENTO DE ENERGIA

JESSICA DE CAMARGO REAOCH

DIRETORA EXECUTIVA JURÍDICA

FABRICIA LANI DE ABREU

DIRETORA DE RECURSOS HUMANOS E SUSTENTABILIDADE

ROGERIO ASCHERMANN MARTINS

DIRETOR DE TECNOLOGIA DA INFORMAÇÃO E SERVIÇOS CORPORATIVOS

TALITA MENDES MASSON

GERENTE EXECUTIVA DE CONTROLADORIA

WEDSON ROMERO PERES

CONTADOR

CRC 1SP222804/O-9

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COMPOSIÇÃO DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015

PRESIDENTE

FRANCISCO JAVIER VILLALBA SANCHEZ

CONSELHEIROS

EDUARDO CAPELASTEGUI SAIZ

MARIO JOSÉ RUIZ-TAGLE LARRAIN

JUSTO GARZON ORTEGA

JUAN MANUEL EGUIAGARAY UCELAY

ANTONIO ESPINOSA DE LOS MONTEROS HERRERA

VICENTE DONIZETI DOS SANTOS

demonstrações contábeis regulatórias elektro eletricidade e

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