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Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA

Demonstrações Financeiras

Exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e 2014

Espírito Santo Centrais Elétricas S.A.

Demonstrações financeiras Em 31 de dezembro de 2015 e 2014

Conteúdo Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações financeiras

1 - 3

Balanços patrimoniais 4 - 5

Demonstrações de resultados 6

Demonstrações dos resultados abrangentes 7

Demonstrações dos fluxos de caixa 8

Demonstrações das mutações do patrimônio líquido 9

Demonstrações do valor adicionado 10

Notas explicativas da administração às demonstrações financeiras

11 – 43

Relatório da administração 44 – 59

Comentário sobre o Comportamento das Projeções Empresariais

60

Proposta de Orçamento de Capital 61

Outras informações 62

Parecer do Conselho Fiscal 63

Declarações dos diretores sobre as demonstrações financeiras

64

Declarações dos diretores sobre o parecer dos auditores independentes

65

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ATIVO Nota 31/12/2015 31/12/2014

Circulante

Caixa e equivalentes de caixa 5 Caixa e equivalentes de caixa1 228.845 230.040 Consumidores e concessionárias 6 Consumidores e concessionárias1 680.991 471.864 Ativos financeiros setoriais 7 Ativos financeiros setoriais1 194.154 155.477 Impostos e contribuições sociais 8 Impostos e contribuições sociais1 26.286 30.258 Estoques Estoques1 5.909 5.675 Cauções e depósitos vinculados 11 Cauções e depósitos vinculados1 75 1.542 Outros créditos 12 Outros créditos1 120.592 104.726

Total do Ativo Circulante Total do Ativo Circulante1 1.256.852 999.582 0

Não circulante Não circulante1Consumidores e concessionárias 6 Consumidores e concessionárias2 19.108 12.326 Ativos financeiros setoriais 7 Ativos financeiros setoriais2 69.814 94.550 Ativo financeiro indenizável 13.1Ativo financeiro indenizável2 709.485 594.212 Impostos e contribuições sociais 8 Impostos e contribuições sociais2 22.123 19.288 Tributos diferidos 9 Tributos diferidos2 157.281 142.268 Cauções e depósitos vinculados 11 Cauções e depósitos vinculados2 77.291 103.604 Outros Créditos 12 Outros Créditos2 656 1.768

1.055.758 968.016

Propriedades para investimentos Propriedades para investimentos1 910 910 Imobilizado Imobilizado1 85 85 Intangível 13.2Intangível1 847.138 870.528

848.133 871.523 Total do Ativo Não circulante 1.903.891 1.839.539

TOTAL DO ATIVO 3.160.743 2.839.121

ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. - ESCELSABALANÇOS PATRIMONIAIS EM

(Em milhares de reais)

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

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PASSIVO Nota 31/12/2015 31/12/2014

Circulante

Fornecedores 14 Fornecedores1 424.494 384.438 Impostos e contribuições sociais 8 Impostos e contribuições sociais3 130.918 82.293 Tributos diferidos 9 Tributos diferidos3 14.564 12.619 Dividendos 20.3Dividendos1 37.946 42.053 Debêntures 15 Debêntures1 9.102 7.634 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas 16 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas1 123.129 400.442 Benefícios pós-emprego 17 Benefícios pós-emprego1 27.594 20.814 Encargos Setoriais 18 Encargos Setoriais1 116.126 47.515 Provisões 19 Provisões1 2.514 1.067 Outras contas a pagar 12 Outras contas a pagar1 86.070 56.467

Total do Passivo Circulante 972.457 1.055.342 -

Não CirculanteFornecedores 14 Fornecedores2 - 1.854 Impostos e contribuições sociais 8 Impostos e contribuições sociais4 19.540 29.937 Tributos diferidos 9 Tributos diferidos4 6.458 8.300 Debêntures 15 Debêntures2 176.368 176.250 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas 16 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas2 516.122 282.184 Benefícios pós-emprego 17 Benefícios pós-emprego2 429.313 323.397 Encargos Setoriais 18 Encargos Setoriais2 8.473 428 Provisões 19 Provisões2 65.595 54.176 Outras contas a pagar 12 Outras contas a pagar2 229 247

Total do Passivo Não Circulante 1.222.098 876.773

PATRIMÔNIO LÍQUIDOCapital social 20.1Capital social1 650.572 443.815 Reservas de capital 20.4Reservas de capital1 20.615 101.035 Reservas de lucros 20.4Reservas de lucros1 508.845 510.982 Outros resultados abrangentes 20.5Outros resultados abrangentes1 (213.844) (148.826)

Total do Patrimônio líquido 966.188 907.006

TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 3.160.743 2.839.121

BALANÇOS PATRIMONIAIS EM(Em milhares de reais)


ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. - ESCELSA

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Nota 2015 2014

Receitas 21 Receitas12.945.118 2.428.845 Custo do serviço de energia elétrica 22 Custo do serviço de energia elétrica1

Custo com energia elétrica Custo com energia elétrica1(2.080.699) (1.503.340) Custo de operação Custo de operação1(312.071) (305.976) Custo do serviço prestado a terceiros Custo do serviço prestado a terceiros1(157.446) (159.279)

(2.550.216) (1.968.595) Lucro bruto Lucro bruto1394.902 460.250 Despesas e Receitas operacionais 22 Despesas e Receitas operacionais1

Despesas com vendas Despesas com vendas1(36.254) (11.490) Despesas gerais e administrativas Despesas gerais e administrativas1(90.988) (76.502) Depreciações e amortizações Depreciações e amortizações1(2.163) (681) Outras despesas e receitas operacionais Outras despesas e receitas operacionais112.288 (28.386)

0 (117.117) (117.059) Resultado antes do Resultado financeiro e tributos Resultado antes do Resultado financeiro e tributos1277.785 343.191 Resultado financeiro 23 Resultado financeiro1

Receitas financeiras Receitas financeiras1104.360 80.264 Despesas financeiras Despesas financeiras1(215.692) (160.601)

0 (111.332) (80.337) Resultado antes dos tributos sobre o lucro Resultado antes dos tributos sobre o lucro1166.453 262.854

Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social correntes1(21.184) (5.918) Imposto de renda e contribuição social diferidos Imposto de renda e contribuição social diferidos1(18.480) (75.361)

24 0 (39.664) (81.279) Resultado líquido do exercício Resultado líquido do exercício1126.789 181.575

0Resultado por ação atribuível aos acionistas 25 Resultado por ação atribuível aos acionistas1

Resultado básico/ diluído por ação (reais/ações) Resultado básico/ diluído por ação (reais/ações)1ON ON1 21,57739 30,90106


DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS

(Em milhares de reais, exceto quando indicado)


EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO

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2015 2014

Resultado líquido do exercício 126.789 181.575

Outros resultados abrangentesGanhos e (perdas) atuariais - Benefícios pós-emprego (98.511) 121.656 Imposto de renda e contribuição social diferidos 33.493 (41.363)

Resultado abrangente do exercício 61.771 261.868


ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. - ESCELSADEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS ABRANGENTES

(Em milhares de reais)EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO

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2015 2014

Fluxo de caixa das atividades operacionaisLucro antes do imposto de renda e da contribuição socialLucro antes do imposto de renda e da contribuição social1 166.453 262.854 Ajustes para conciliar o lucro ao caixa oriundo das atividades operacionaisvidades operacionais1 - -

PIS e COFINS diferidos PIS e COFINS diferidos1 103 20.919 Provisão para créditos de liquidação duvidosa e perdas líquidasProvisão para créditos de liquidação duvidosa e perdas líquidas1 36.254 11.490 Valor justo do ativo financeiro indenizável Valor justo do ativo financeiro indenizável1 (49.781) (8.444) Depreciações e amortizações Depreciações e amortizações1 90.338 91.556 Ganhos e perdas na alienação de bens e direitosGanhos e perdas na alienação de bens e direitos1 18.937 21.931 Ativos e passivos financeiros setoriais Ativos e passivos financeiros setoriais1 (20.772) (261.395) Fornecedores - atualização monetária - Energia livreFornecedores - atualização monetária - Energia livre1 5.087 3.771 Encargos de dívidas e variações monetárias sobre empréstimos, financiamentos e debêntures

imos, financiamentos e debêntures1 102.324 77.238

Provisão para plano de benefícios pós-emprego Provisão para plano de benefícios pós-emprego1 43.242 53.753 Provisões (reversões) e atualizações monetárias cíveis, fiscais e trabalhistasiscais e trabalhistas1 28.934 20.037 Provisões para licenças ambientais - atualização monetária e AVP ária e AVP1 10 - Ajuste a valor presente Ajuste a valor presente1 676 (599) Encargos setoriais - provisão e atualização monetáriaEncargos setoriais - provisão e atualização monetária1 21.169 15.347 Cauções e depósitos vinculados a litígios - atualização monetária ção monetária1 (5.627) (3.970) Impostos e contribuições sociais - atualização monetáriaImpostos e contribuições sociais - atualização monetária1 3.487 (14.077) Outros Outros1 96 (1.921)

440.930 288.490 (Aumento) diminuição de ativos operacionais

Consumidores e concessionárias Consumidores e concessionárias1 (252.839) (147.351) Ativos financeiros setoriais Ativos financeiros setoriais1 6.831 11.368 Impostos e contribuições sociais compensáveis Impostos e contribuições sociais compensáveis1 29.090 42.117 Cauções e depósitos vinculados Cauções e depósitos vinculados1 33.407 598 Outros ativos operacionais Outros ativos operacionais1 (14.944) (48.171)

(198.455) (141.439) Aumento (diminuição) de passivos operacionais

Fornecedores Fornecedores1 33.115 103.086 Outros tributos e contribuições sociais Outros tributos e contribuições sociais1 10.348 8.707 Benefícios pós-emprego Benefícios pós-emprego1 (29.055) (28.561) Encargos Setoriais Encargos Setoriais1 55.487 (14.510) Provisões Provisões1 (16.078) (20.930) Outros passivos operacionais Outros passivos operacionais1 28.334 10.044

82.151 57.836 Caixa proveniente das atividades operacionais 324.626 204.887

Imposto de renda e contribuição social pagos Imposto de renda e contribuição social pagos1 (27.459) (20.967)

Caixa líquido proveniente das atividades operacionais 297.167 183.920

Fluxo de caixa das atividades de investimentoAlienação (adição) de investimento Alienação (adição) de investimento1 - 130 Adições ao Imobilizado e Intangível Adições ao Imobilizado e Intangível1 (155.758) (155.866) Alienação de bens e direitos Alienação de bens e direitos1 2.112 1.066

Caixa líquido aplicados nas atividades de investimento (153.646) (154.670)

Fluxo de caixa das atividades de financiamentoDividendos e juros sobre o capital próprio pagos Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos1 - (34.764) Captação de empréstimos, financiamentos e debênturesCaptação de empréstimos, financiamentos e debêntures1 339.324 484.590 Amortização do principal de empréstimos, financiamentos e debêntures s e debêntures1 (320.944) (322.568) Pagamentos de encargos de dívidas Pagamentos de encargos de dívidas1 (163.096) (61.148)

Caixa líquido (aplicados nas) provenientes das atividades de financiamento (144.716) 66.110

(Redução) aumento líquido de caixa e equivalentes de caixa (1.195) 95.360

Caixa e equivalentes de caixa no final do exercícioCaixa e equivalentes de caixa no final do exercício1 228.845 230.040 Caixa e equivalentes de caixa no início do exercícioCaixa e equivalentes de caixa no início do exercício1 230.040 134.680

(1.195) 95.360


ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. - ESCELSADEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXAEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO


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Saldos em 31 de dezembro de 2013 376.022 101.035 439.253 (229.119) - 687.191

Aumento de capital - AGO de 10/04/2014 67.793 - (67.793) - - - Lucro líquido do exercício - - - - 181.575 181.575 Destinação do lucroConstituição de reserva legal - - 9.079 - (9.079) - Dividendos propostos - - - - (42.053) (42.053) Lucros retidos a deliberar - - 126.161 - (126.161) - Reserva de incentivo fiscal - SUDENE - - 4.282 - (4.282) -

Outros resultados abrangentesGanhos e (perdas) atuariais - Benefícios pós-emprego - - - 121.656 - 121.656 Imposto de renda e contribuição social diferidos - - - (41.363) - (41.363)



Aumento de capital - AGE 29/12/2015 206.757 (80.420) (84.283) - - 42.054 Lucro líquido do exercício - - - - 126.789 126.789 Destinação do lucro - - - - - Constituição de reserva legal - - 6.339 - (6.339) - Reserva de incentivo fiscal - SUDENE - - 2.080 - (2.080) - Dividendos intermediários (JSCP) - - - - (44.643) (44.643) Lucros retidos a deliberar - - 73.727 - (73.727) -

- - - - - Outros resultados abrangentes - - - - - Ganhos e (perdas) atuariais - Benefícios pós-emprego - - - (98.511) - (98.511) Imposto de renda e contribuição social diferidos - - - 33.493 - 33.493


Outros resultados

abrangentes




Total

Total

DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Lucros acumulados

Lucros acumulados

Capital socialReservas de capital

Reservas de lucros

Outros resultados

abrangentes

Capital socialReservas de

capitalReservas de

lucros

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2015 2014

Geração do valor adicionado 5.396.850 3.445.814 Receita operacional 5.224.060 3.283.443 Provisão para créditos de liquidação duvidosa e perdas líquidas (36.254) (11.490) Receita de construção 155.758 155.866 Outras receitas 53.286 17.995

(-) Insumos adquiridos de terceiros (2.689.887) (2.020.704) Custos da energia comprada (2.137.602) (1.513.434) Encargos de uso da rede elétrica (151.426) (132.755) Materiais (10.622) (12.146) Serviços de terceiros (153.088) (141.924) Custo com construção da infraestrutura (155.758) (155.866) Outros custos operacionais (81.391) (64.579)

Valor adicionado bruto 2.706.963 1.425.110 Retenções

Depreciações e amortizações (94.315) (94.888) Valor adicionado líquido produzido 2.612.648 1.330.222 Valor adicionado recebido em transferência

Receitas financeiras 105.262 80.264 Valor adicionado total a distribuir 2.717.910 1.410.486

Distribuição do valor adicionadoPessoal 114.236 108.887

Remuneração direta 78.985 76.360 Benefícios 23.106 24.756 FGTS 12.145 7.771

Impostos, taxas e contribuições 2.259.817 952.306 Federais 1.230.966 303.840 Estaduais 1.027.678 647.470 Municipais 1.173 996

Remuneração de capitais de terceiros 217.068 167.718 Juros 215.309 165.964 Aluguéis 1.759 1.754

Remuneração de capital próprio 44.643 42.053 Juros sobre capital próprio 44.643 - Dividendos - 42.053

2.635.764 1.270.964 Lucros retidos 82.146 139.522

2.717.910 1.410.486


ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. - ESCELSADEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADOEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO


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Notas explicativasExercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e 2014(Em milhares de reais, exceto quando indicado)

1

2

33.1

3.2

3.3

3.4

3.5

3.6

As principais obrigações estabelecidas às partes no contrato de concessão são as seguintes:

As práticas contábeis relevantes da Companhia estão apresentadas nas notas explicativas próprias aos itens a que elas se referem.

A Diretoria da Companhia autorizou a emissão das demonstrações financeiras em 02 de fevereiro de 2016.

Base de mensuração

As demonstrações financeiras foram elaboradas considerando o custo histórico como base de valor e determinados ativos e passivosfinanceiros mensurados ao valor justo.

Uso de estimativa e julgamento

Ativo não financeiro

São avaliados quando há evidências de perdas não recuperáveis e ao final de cada exercício, exceto para Consumidores e Concessionáriasque são avaliados mensalmente (Nota 6.5). São considerados ativos não recuperáveis quando há evidências de que um ou mais eventostenham ocorrido após o reconhecimento inicial do ativo financeiro e que eventualmente tenha resultado em efeitos negativos no fluxo estimadode caixa futuro do investimento.

Quando tais evidências são identificadas e o valor contábil líquido excede o valor recuperável é constituída provisão ajustando o valor contábillíquido ao valor recuperável.

As principais estimativas que representam risco significativo com probabilidade de causar ajustes materiais às demonstrações financeiras, nospróximos exercícios, referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de: Provisão para créditos de liquidação duvidosa (Nota 6.5); Ativosfinanceiros setoriais (Nota 7); Ativo Financeiro Indenizável (Nota 13.1); Fornecimento não faturado (Nota 6); Transações realizadas no âmbitoda CCEE (Notas 6 e 14.3); Recuperação do imposto de renda e contribuição social diferidos sobre prejuízos fiscais, bases negativas ediferenças temporárias (Nota 9); Mensuração a valor justo de instrumentos financeiros (Nota 26.1.3); Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas(Nota 19.1); e Planos de benefícios pós-emprego (Nota 17).

Moeda funcional e moeda de apresentação

A apresentação da Demonstração do Valor Adicionado - DVA é requerida pela legislação societária brasileira e pelas práticas contábeisadotadas no Brasil aplicáveis a companhias abertas. As IFRS não requerem a apresentação dessa demonstração. Como consequência, pelasIFRS, essa demonstração está apresentada como informação suplementar, sem prejuízo do conjunto das demonstrações financeiras.

Práticas contábeis

Contexto operacionalA Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. (Companhia ou EDP Escelsa), Sociedade Anônima de capital aberto, concessionária de serviçopúblico de energia elétrica, controlada integral da EDP - Energias do Brasil S.A. (EDP - Energias do Brasil), com sede no município de Vitória -ES, detém o contrato de concessão de distribuição de energia elétrica nº 001/1995 – ANEEL, pelo prazo de 30 anos, válidos até julho de 2025e atua em 70 dos 78 municípios no Estado do Espírito Santo (90% da área total do Estado), sendo que, dentro dos 41.241 km² da área deconcessão, a Companhia atende a 94% dos consumidores do Estado, tendo suas atividades regulamentadas pela Agência Nacional deEnergia Elétrica - ANEEL.

Concessão

A moeda funcional da Companhia é o Real e as demonstrações financeiras estão sendo apresentadas em reais, arredondadas para o milharmais próximo, exceto quando indicado de outra forma.

Redução ao valor recuperável

Ativo financeiro

Concedente: fiscalização do cumprimento do contrato; garantir a prestação do serviço de forma adequada; prorrogar o prazo do contrato, sefor necessário, para garantir a qualidade do atendimento a custos adequados; reajustar as tarifas para garantir o equilíbrio econômico-financeiro do contrato; e quando receber a concessão deverá indenizar, conforme disposto na lei, as parcelas dos investimentos vinculados,não amortizados ou depreciados na data da reversão, descontado, no caso da caducidade, o valor das multas contratuais e dos danoscausados pela Companhia.Companhia: manter permanentemente atualizado o cadastro dos bens e das instalações; manter equipamentos em perfeitas condições defuncionamento e ter as condições técnicas para assegurar a continuidade e a eficiência dos serviços; cobrar pelo fornecimento e pelosuprimento de energia elétrica as tarifas homologadas pela Concedente; e efetuar os investimentos necessários para garantir a prestação doserviço.

Base de preparaçãoDeclaração de conformidade

As demonstrações financeiras da Companhia estão preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância àsdisposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, e incorporam as mudanças introduzidas pelas Leis nº 11.638/07 e nº 11.941/09,complementadas pelos novos pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados porResoluções do Conselho Federal de Contabilidade - CFC e deliberações da Comissão de Valores Mobiliários - CVM e estão em conformidadecom as International Financial Reporting Standards - IFRS, emitidas pelo International Accounting Standards Board - IASB e legislaçãoespecífica emanada pela ANEEL, quando esta não for conflitante com as práticas contábeis adotadas no Brasil e/ou com as práticas contábeisinternacionais.

A Administração da Companhia afirma que todas as informações relevantes próprias das demonstrações financeiras estão sendoevidenciadas e que correspondem às utilizadas por ela na sua gestão.

Se a Administração da Companhia identificar que houve indicações de perdas não recuperáveis no valor contábil líquido dos ativosintangíveis, ou que ocorreram eventos ou alterações nas circunstâncias que indicassem que o valor contábil pode não ser recuperável, aCompanhia procede o teste de recuperabilidade dos ativos.

Na elaboração das demonstrações financeiras, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e práticas contábeis internacionais, érequerido que a Administração da Companhia se baseie em estimativas para o registro de certas transações que afetam os ativos, passivos,receitas e despesas.

Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em períodos subsequentes, podem diferir dessasestimativas, devido a imprecisões inerentes ao processo de sua determinação. A Companhia revisa as estimativas e premissas pelo menostrimestralmente, exceto quanto ao Plano de benefícios pós-emprego que é revisado semestralmente e a redução ao valor recuperável que érevisada conforme critérios detalhados na nota 3.6.

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3.7

3.7.1

3.7.2

4

4.1

4.1.1

4.1.2 Revisão Tarifária Extraordinária - RTE

A Administração da Companhia acredita que as IFRS 9, 15 e 16 possam gerar efeitos nos montantes reportados nas demonstraçõesfinanceiras, no entanto, não é possível fornecer estimativa razoável desse efeito até que a Companhia efetue uma revisão detalhada dessesimpactos.

A partir de 1º de janeiro de 2015, por meio da Resolução Normativa ANEEL nº 547 de 16 de abril de 2013, entrou em vigor o Sistema deBandeiras Tarifárias. Este mecanismo tem como objetivo sinalizar aos consumidores os custos da geração de energia elétrica de cada mês,sendo dividido em 3 bandeiras: verde, amarela e vermelha. A cada mês, as condições de operação do sistema são reavaliadas pelo OperadorNacional do Sistema Elétrico – ONS, que define a melhor estratégia de geração de energia para atendimento da demanda. A partir dessaavaliação, define-se as térmicas que deverão ser acionadas. Se o custo variável da térmica mais cara for menor que R$200/MWh, então abandeira é verde. Se estiver entre R$200/MWh e R$388,48/MWh, a bandeira é amarela. E se for maior que R$388,48/MWh, a bandeira serávermelha.

Eventos significativos no exercício

Regulamentações do Setor de Energia

Em 4 de fevereiro de 2015 foi criada a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias - CCRBT, por meio do Decreto nº 8.401. Osagentes de distribuição passaram a destinar os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias para essa Conta, gerida pelaCâmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.

Em 27 de fevereiro de 2015, por meio da Resolução Homologatória nº 1.859, a ANEEL acatou o pedido de RTE das distribuidoras de energiaelétrica. A revisão das tarifas foi necessária face ao distanciamento entre os custos efetivos e a cobertura tarifária existente para os itens: (i)Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; e (ii) Custos com a Compra de Energia Elétrica, dentre os quais destaca-se:

O índice de reposicionamento tarifário aprovado foi de 33,27%, subdividido em 26,34% atribuído aos itens econômicos e 6,93% aoscomponentes financeiros decorrentes do processo tarifário anterior.

Normas e interpretações revisadas, já emitidas pelo CPC, adotadas pela Companhia a partir de 1º de janeiro de 2015

A Companhia, a partir de 1º de janeiro de 2015, passou a adotar novas normas e interpretações conforme Revisão de PronunciamentosTécnicos nº 06/2014, emitidos pelo CPC. As seguintes normas revisadas não refletiram impactos nas demonstrações financeiras: (i) CPC 04(R1) – Ativo Intangível (IAS 38); (ii) CPC 05 (R1) – Divulgação sobre Partes Relacionadas (IAS 24); (iii) CPC 10 (R1) – Pagamento Baseadoem Ações (IFRS 2); (iv) CPC 15 (R1) – Combinação de Negócios (IFRS 3); (v) CPC 22 – Informações por Segmento (IFRS 8); (vi) CPC 25 –Provisões, Passivos e Ativos Contingentes (IAS 37); (vii) CPC 26 (R1) – Apresentação das Demonstrações Contábeis (IAS 1); (viii) CPC 27 –Ativo Imobilizado (IAS 16); (ix) CPC 28 - Propriedade para Investimento (IAS 40); (x) CPC 33 (R1) – Benefícios a Empregados (IAS 19); (xi)CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração (IAS 39); e (xii) CPC 39 - Instrumentos Financeiros: Apresentação (IAS32).

Bandeiras tarifárias

A bandeira verde indica que o custo para geração de energia está no patamar normal, não sendo necessário nenhum acréscimo no valor dastarifas de energia. Já as bandeiras amarela e vermelha sinalizam que o custo da geração de energia está aumentado, sendo aplicado umadicional ao valor da tarifa de energia. Os acréscimos no exercício ocorreram desta forma: (i) para o período de 1º de janeiro de 2015 até 1ºde março de 2015 os acréscimos foram: bandeira amarela R$1,50 por 100 kWh e para a bandeira vermelha de R$3,00 por 100 kWh; (ii) apartir de 2 de março de 2015, por meio da Resolução Homologatória ANEEL nº 1.859 de 27 de fevereiro de 2015, os valores das bandeirasforam alterados, sendo que: para a bandeira amarela foi de R$2,50 por 100 kWh e para a bandeira vermelha R$5,50 por 100 kWh; (iii) a partirde 1º de setembro de 2015, conforme determinado pela Resolução Homologatória ANEEL n° 1.945 de 28 agosto de 2015, ocorreu aaprovação da redução do valor da bandeira vermelha para R$4,50 por 100 kWh.

i) Exposição Involuntária ao Mercado de Curto Prazo – MCP;

ii) Risco Hidrológico dos Contratos de Cota de Garantia Física – CCGF;

iii) Encargo de Serviço do Sistema por Segurança Energética;

iv) Reajuste da Tarifa de Itaipu;

v) 14º Leilão de Energia Existente; e

vi) 18º Leilão de Ajuste.

A implantação do sistema de Bandeiras Tarifárias, associado à realização da RTE, permitiu que as distribuidoras conseguissem manter o fluxode pagamento em dia, evitando uma provável inadimplência generalizada no setor elétrico.

Adoção das Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS) novas e revisadas

Normas e interpretações novas e revisadas já emitidas pelo IASB e ainda não adotadas pela Companhia

IFRS 9 - Instrumentos Financeiros (com efeito a partir de 1º de janeiro de 2018)A IFRS 9 foi emitida em novembro de 2009. Em outubro de 2010 foi revisada para incluir requerimentos de classificação e mensuração depassivos financeiros e para desreconhecimento. Outra revisão da IFRS 9 emitida em julho de 2014 incluiu principalmente: (i) requerimentos deimpairment para ativos financeiros passando para o modelo de perdas esperadas e incorridas, em substituição ao modelo atual de perdasincorridas; (ii) novos critérios de classificação de ativos financeiros; e (iii) flexibilização das exigências para adoção da contabilidade de hedge . A Administração está avaliando o impacto total de sua adoção.

IFRS 15 - Receitas de Contratos com clientes (com efeito a partir de 1º de janeiro de 2018)

Em maio de 2014 foi emitida a IFRS 15 que introduziu um modelo simplificado para o reconhecimento de receitas provenientes dos contratoscom clientes. A norma enfatiza o reconhecimento da receita como transferência ou promessa de bens ou serviços a clientes que reflete suaconsideração de qual montante espera ser capaz de trocar por aqueles bens ou serviços e quando ela deve ser reconhecida. A IFRS 15substituirá o CPC 30 (R1) – Receitas (IAS18), o CPC 17 (R1) - Contratos de Construção (IAS 11) e as interpretações relacionadas. AAdministração está avaliando o impacto total de sua adoção.

IFRS 16 – Operações de Arrendamento Mercantil (com efeito a partir de 1º de janeiro de 2019)

Em 13 de janeiro de 2016 foi emitida a IFRS 16 que introduziu novas regras para as operações de arrendamento mercantil. Com essa novanorma, os arrendatários passam a reconhecer o passivo dos pagamentos futuros e o direito de uso do ativo arrendado para praticamentetodos os contratos de arrendamento mercantil, incluindo os operacionais. Os critérios de reconhecimento e mensuração dos arrendamentosnas demonstrações financeiras dos arrendadores ficam substancialmente mantidos. O IFRS 16 substituirá o CPC 06 (R1) - Operações deArrendamento Mercantil (IAS 17) e correspondentes interpretações. A Administração está avaliando o impacto total de sua adoção.

No exercício o valor faturado, líquido de impostos, a título de Bandeira tarifária foi de R$293.362 (Notas 18 e 21).

O valor faturado no exercício, líquido de impostos, a título de RTE foi de R$283.396 no exercício de 2015 (Nota 7).

O aumento médio percebido pelos consumidores foi de 26,83% (31,43% para os atendidos em alta e média tensão e 23,62% para osatendidos em baixa tensão). A RTE vigorou de 2 de março de 2015 até 6 de agosto de 2015, data em que ocorreu o reajuste tarifário anual daCompanhia.

Esses recursos são alocados para a cobertura de custos não previstos nas tarifas das diversas distribuidoras do país. O valor homologadomensalmente pela ANEEL a repassar ou a ressarcir é a diferença entre o montante cobrado dos clientes e os sobrecustos referentes a: (i)Segurança Energética do Encargo de Serviço do Sistema - ESS; (ii) despacho térmico; (iii) risco hidrológico; (iv) cotas de Itaipu; (v) exposiçãoao mercado de curto prazo; e (vi) excedente da Conta de Energia de Reserva - CONER. Os eventuais custos não cobertos pela receita sãoconsiderados no processo tarifário subsequente.

�


4.1.3

4.1.4

4.2

4.3

FonteData da

liberação Vencimento Valor

BNDES FINEMmar/15 - abr/15 - nov/15

dez/24 240.024

Cédula de Câmbio mai/15 mai/19 100.000

340.024

5

31/12/2015 31/12/2014Bancos conta movimento 155.987 86.791 Aplicações financeiras - renda fixa 72.858 143.249 Total 228.845 230.040

O cálculo do valor justo das aplicações financeiras é baseado nas cotações de mercado do papel ou informações de mercado que possibilitemtal cálculo, levando-se em consideração as taxas futuras de papéis similares.

A exposição da Companhia a riscos de taxas de juros e uma análise de sensibilidade para ativos e passivos financeiros são divulgadas nanota 26.

Custo da dívida Finalidade

IPCA + TR + 3,05% a.a. / TJLP + 3,05% a.a. e Pré 6% a.a.

Financiamento de obras de infraestrutura da concessão

vii) Outras receitas• O percentual de compartilhamento de Outras receitas foi alterado para 30% nos serviços de: (i) eficientização do consumo de energiaelétrica; (ii) instalação de cogeração qualificada; e (iii) serviços de comunicação de dados. Para os demais serviços foi definido em 60%.

iii) Custos operacionais• Para definição dos Custos Operacionais eficientes, foram considerados os “índices de qualidade” e “perdas”.

iv) Fator X• A fórmula de cálculo do Fator X passa a considerar índice que avalia a qualidade comercial.

v) Perdas não técnicas• Atualização de dados estatísticos das séries de atividades subnormais; e

• Redução na velocidade de redução para fins de trajetória para atingimento da meta de perda regulatória.

vi) Receitas irrecuperáveis• O nível de Receitas irrecuperáveis (%) passa a ser calculado com base no histórico de 60 meses de inadimplência da concessionária.

Caixa e equivalentes de caixa incluem o caixa, os depósitos bancários e os investimentos de curto prazo com liquidez imediata, que sãoprontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa, com baixo risco de variação no valor de mercado, sendo demonstrados aocusto acrescido de juros auferidos até a data do balanço que equivalem ao valor justo. As aplicações financeiras possuem opção de resgateantecipado dos referidos títulos, sem penalidades ou perda de rentabilidade.

85% do CDI + 1,19% a.a. Alongamento da dívida e financiamento de capital de giro

A Resolução Homologatória ANEEL nº 1.928 de 4 de agosto de 2015, homologou o resultado do reajuste tarifário anual da Companhiaaplicado a partir de 7 de agosto de 2015.

O efeito médio percebido pelos consumidores foi de 2,04%, sendo 1,68% o efeito médio para os consumidores atendidos em alta e médiatensão e 2,29% o efeito médio para os consumidores atendidos em baixa tensão.

• A taxa de remuneração do capital investido (WACC) passou de 7,5% a.a., para 8,09% a.a. (líquido de impostos). Os pontos deaprimoramento na atualização foram: (i) uniformização das séries; (ii) utilização do risco de crédito médio das empresas no capital deterceiros; e (iii) recálculo do custo de capital a cada 3 anos, com revisão da metodologia a cada 6 anos; e

• Inclusão de remuneração para o risco associado à operação de investimentos realizados com recursos de terceiros, ou seja, as “ObrigaçõesEspeciais”.

Essas aplicações financeiras referem-se a Certificados de Depósitos Bancários - CDB e operações compromissadas lastreadas emDebêntures, remunerados a taxas que variam entre 90,00% e 101,00% do Certificado de Depósito Interbancário - CDI.

Reajuste Tarifário 2015

A Parcela B foi reajustada em 4,20%, resultando em R$768.378. O IGP-M apurado para o período tarifário foi de 6,87% e o Fator X de 2,67%.O Fator X é composto das parcelas “Pd” (ganhos de produtividade) de 0,99%, “T” (trajetória para adequação dos custos operacionais) de1,68% e “Q” (incentivo à qualidade) de 0%.

Caixa e equivalentes de caixa

Estas alterações serão incorporadas a partir da próxima revisão tarifária que, na Companhia, ocorrerá em agosto de 2016.

Alterações na metodologia aplicável ao processo de Revisão Tarifária

Captações de recursos

No exercício a Companhia realizou as seguintes captações de recursos.

Em 28 de abril de 2015, a ANEEL aprovou, por meio da Resolução Normativa nº 660, alterações na metodologia aplicável aos processos deRevisão Tarifária Periódica das distribuidoras de energia elétrica, válidas para os processos realizados a partir de 06 de maio de 2015 eenvolveram mudanças nos seguintes temas:

i) Procedimentos gerais• Extinção do conceito de ciclo tarifário passando a ser utilizadas as metodologias e parâmetros vigentes por ocasião do processamento darevisão tarifária; e• Atualização dos parâmetros ocorrerá em períodos de 2 a 4 anos, enquanto que as metodologias em períodos de 4 a 8 anos.

ii) Remuneração dos investimentos

Conforme políticas da Administração, as aplicações são consolidadas por contraparte e por rating de crédito de modo a permitir a avaliação deconcentração e exposição de risco de crédito. Esta exposição máxima ao risco também é medida em relação ao Patrimônio líquido daInstituição Financeira.

A ANEEL, por meio do Despacho nº 773 de 27 de março de 2015, homologou o montante de R$104.185, o qual inclui R$1.807 de atualizaçãomonetária, referente a recursos da Conta-ACR, para cobrir as competências de novembro e dezembro de 2014, que excederam a coberturatarifária relativa a: (i) à exposição contratual involuntária a pagar; (ii) ao despacho termoelétrico relativo aos Contratos de Comercialização deEnergia Elétrica no Ambiente Regulado na modalidade por disponibilidade a receber; e (iii) ao risco hidrológico a receber. Este montante foideduzido no valor repassado à CCEE em 31 de março de 2015 e registrados a crédito da rubrica de Ativos e passivos setoriais (Nota 7).

Ressarcimento Conta-ACR

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6

Nota

Corrente a Vencer

Circulante Até 60 dias Até 90 dias De 91 a 180

dias De 181 a 360

dias Mais de 360

dias PCLD Até 60 dias Mais de 60

dias Até 60 dias Mais de 60

dias PCLD Saldo líquido em 31/12/2015

Saldo líquido em 31/12/2014

Consumidores

Fornecimento faturado

Residencial 75.284 89.238 13.773 457 3.844 (18.074) 5.139 12.193 3.397 29.265 (34.131) 180.385 118.473

Industrial 55.179 8.407 1.149 790 5.179 (5.236) 1.255 3.980 660 7.817 (5.768) 73.412 54.297

Comércio, serviços e outras atividades 70.707 25.958 3.653 1.356 1.066 (2.675) 6.301 4.598 1.400 4.815 (9.841) 107.338 75.588

Rural 25.379 17.445 4.694 579 282 (370) 1.520 3.029 1.849 2.868 (3.875) 53.400 31.567

Poder público 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - 0,00

Federal 6.250 3.229 60 0,00 2 (2) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9.539 3.801

Estadual 5.854 34 9 0,00 27 (27) 64 3 0,00 0,00 0,00 5.964 4.403

Municipal 12.750 1.398 579 127 48 (48) 1.473 192 85 20 (381) 16.243 8.007

Iluminação pública 19.706 282 27 0,00 1 (1) 2.635 2.386 3 0,00 (2.110) 22.929 6.947

Serviço público 9.122 273 460 78 18 0,00 72 49 9 30 (101) 10.010 7.016

Serviços Cobráveis 135 344 91 1 450 (528) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 493 242

Fornecimento não faturado 131.047 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 131.047 93.808

(-) Arrecadação em processo de reclassificação (245) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (245) (154)

(-) Ajuste a valor presente 6.1 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (519) 0,00 0,00 0,00 0,00 (519) (377)

Outros créditos 6.2 28.586 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 28.586 28.592

439.754 146.608 24.495 3.388 10.917 (26.961) 17.940 26.430 7.403 44.815 (56.207) 638.582 432.210

Concessionárias

Suprimento de energia elétrica 15.901 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 15.901 12.864

Encargos de uso da rede elétrica 1.402 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1.402 1.540

Outros créditos 6.3 25.087 0,00 0,00 0,00 19 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 25.106 25.250

42.390 - - - 19 - - - - - - 42.409 39.654 Total Circulante 6.4 482.144 146.608 24.495 3.388 10.936 (26.961) 17.940 26.430 7.403 44.815 (56.207) 680.991 471.864

Renegociada a Vencer

Não circulante Nota Mais de 360

dias PCLD Saldo líquido em 31/12/2015

Saldo líquido em 31/12/2014

Consumidores

Fornecimento faturado

Residencial 14.722 (4.051) 10.671 6.405

Industrial 2.279 (794) 1.485 2.078

Comércio, serviços e outras atividades 5.093 (929) 4.164 4.546 Rural 2.761 (413) 2.348 1.393

Poder público 0,00 0,00 0,00 0,00

Municipal 44 0,00 44 -

Iluminação pública 132 0,00 132 -

Serviço público 8 (8) - -

(-) Ajuste a valor presente 6.1 (2.631) 0,00 (2.631) (2.096)

22.408 (6.195) 16.213 12.326

Concessionárias

Outros créditos 6.3 2.895 0,00 2.895 -

2.895 - 2.895 - Total Não Circulante 25.303 (6.195) 19.108 12.326

Consumidores e concessionárias

Corrente Vencida

Valores Correntes

Renegociada a Vencer Renegociada Vencida

Valores Renegociados

��


6.1

6.2

6.3

6.4

6.5

Saldo em 31/12/2014 Provisão

Recebimen-to

Parcelamen-to Perdas

Saldo em 31/12/2015

Consumidores

Residencial (53.646) (68.731) 22.481 11.002 32.638 (56.256)

Industrial (9.367) (3.585) 47 939 168 (11.798)

Comércio, Serviços e Outras Atividades (4.893) (11.585) 499 1.873 661 (13.445)

Rural (2.483) (4.384) 309 1.748 152 (4.658)

Poder Público (147) (479) 5 113 50 (458)

Iluminação Pública (38) (2.112) 0 39 0 (2.111)

Serviço Público (201) (306) 0 395 3 (109)

Serviços Cobráveis - (528) 0 0 0 (528)

Outros (96) 0 0 0 96 -

Total (70.871) (91.710) 23.341 16.109 33.768 (89.363)

Circulante (66.449) (83.168)

Não circulante (4.422) (6.195)

Total (70.871) (89.363)

6.5.1

6.5.2

As contas a receber de clientes são registradas pelo valor faturado ou a ser faturado, ajustadas ao valor presente quando aplicável, incluindoos respectivos impostos diretos de responsabilidade tributária da Companhia.

O saldo de Concessionárias refere-se aos: (i) concessionárias revendedoras e empresas comercializadoras, bem como a receita referente àenergia consumida e não faturada; e (ii) valores a receber relativos à energia comercializada e encargos na Câmara de Comercialização deEnergia Elétrica - CCEE.A exposição da Companhia a riscos de crédito e uma análise de sensibilidade para ativos e passivos financeiros são divulgadas na nota 26.

Ajuste a valor presente

O ajuste a valor presente, regulamentado pelo CPC 12, foi calculado com base na taxa de remuneração de capital, aplicada pela ANEEL nasrevisões tarifárias da Companhia. Essa taxa é compatível com a natureza, o prazo e os riscos de transações similares em condições demercado. Em 31 de dezembro de 2015 corresponde a 11,36% a.a. (11,36% a.a. em 31 de dezembro de 2014), afetando negativamente oresultado do exercício em R$676 (positivamente em R$599 em 31 de dezembro de 2014) (Nota 23).

A exposição da Companhia a riscos de crédito está divulgada na nota 26.2.3.

Outros créditos - ConsumidoresDo saldo de R$28.586 em 31 de dezembro de 2015 (R$28.592 em 31 de dezembro de 2014), R$27.415 refere-se ao saldo de Encargos decapacidade emergencial - ECE, vigente de março de 2002 a janeiro de 2006, e Encargos de aquisição de energia elétrica emergencial -EAEEE, vigente em janeiro e fevereiro de 2004, que estão sob discussão judicial. Considerando que estes valores constituem um montante arepassar à Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial - CBEE, a Companhia possui um passivo no valor de R$28.641 em 31 dedezembro de 2015 (R$28.643 em 31 de dezembro de 2014) (Nota 18).

Outros créditos - Concessionárias

Do montante Circulante e Não circulante em 31 de dezembro de 2015 de R$28.001 (R$25.250 em 31 de dezembro de 2014), R$27.880(R$25.118 em 31 de dezembro de 2014) refere-se a valores a receber das geradoras referentes a ressarcimentos por insuficiência de geração, por indisponibilidade, por geração inferior ao Despacho do ONS e por geração inferior a inflexibilidade, substancialmente de competência dedezembro 2013 a dezembro de 2015, considerando que estes valores a receber constituem um montante a devolver aos consumidores pormeio da modicidade tarifária em igual montante.CirculanteA variação positiva no exercício no montante de R$209.127 é resultante, substancialmente, pelo aumento das tarifas de energia elétricaprovocado pela aplicação das Bandeiras Tarifárias e pelo Reajuste Tarifário de 2015, descrito nas notas 4.1.1 e 4.2.

Provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD

Reversão

Conforme requerido pelo CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração, é efetuada uma análise criteriosa do saldo deconsumidores e concessionárias e, quando necessário, é constituída uma Provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD, para cobrireventuais perdas na realização desses ativos. O cálculo da PCLD está em conformidade, também, à Instrução Contábil 6.3.2 do Manual deContabilidade do Setor Elétrico.

Para os parcelamentos de débitos, a Companhia adota os seguintes critérios:

i) Clientes baixa tensão: parcela vencida há mais de 90 dias é constituída a provisão do saldo integral do parcelamento;

ii) Clientes média e alta tensão: parcela vencida há mais de 60 dias é constituída a provisão do saldo integral do parcelamento; eiii) Poder Público: parcela vencida há mais de 60 dias é constituída a provisão do saldo integral do parcelamento, deduzida dos valorescobertos por meio de apresentação de Nota de Empenho.

Critérios PCLD - Valores Correntes

Para os faturamentos, a Companhia adota os seguintes critérios:

i) Residencial: vencidos há mais de 90 dias;ii) Comercial: vencidos há mais de 180 dias; eiii) Demais classes: vencidos há mais de 360 dias.Critérios PCLD - Valores Renegociados

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7Valores em amortização

Saldo em 31/12/2014 Apropriação

Amortiza-ção

Atualização monetária

Recebimento CCRBT

Recebimento Conta - ACR Transferência

Saldo em 31/12/2015 Circulante

Não Circulante IRT (*) 2015 IRT (*) 2016

ATIVO

CVA

151.862 207.194 (153.121) 23.035 (182.818) (48.115) 64.849 62.886 94.843 (31.957) 117.669 (54.783)

(7.059) 180.804 (22.683) 4.573 0 0 (1.486) 154.149 80.410 73.739 27.739 126.410

1.893 951 1.691 (411) 0 0 (3.003) 1.121 192 929 (472) 1.593 7.576 3.217 (5.244) 774 0 0 30 6.353 5.764 589 5.343 1.010

46 1.719 (594) 109 0 0 6 1.286 978 308 759 527 (109.579) 62.783 64.508 (10.123) (82.942) 0 2.742 (72.611) (65.528) (7.083) (60.468) (12.143)

4.869 288.911 (73.568) 16.935 0 0 (580) 236.567 152.440 84.127 92.348 144.219 - 0 (3.350) 0 0 0 3.350 - 0 0 0 0

49.608 745.579 (192.361) 34.892 (265.760) (48.115) 65.908 389.751 269.099 120.652 182.918 206.833 Itens financeiros

170.599 29.554 (25.216) (3.898) (32.390) (54.263) (76.395) 7.991 6.952 1.039 6.210 1.781

(13.718) 17.083 6.641 (103) 0 0 576 10.479 2.325 8.154 (3.499) 13.978

6.209 (9.115) (2.266) 1.438 0 0 4.831 1.097 3.237 (2.140) 4.766 (3.669)

- (283.396) 67.989 (12.391) 0 0 0 (227.798) (150.440) (77.358) (95.185) (132.613) 807 31.209 (13.207) 834 0 0 5.080 24.723 11.714 13.009 2.233 22.490

163.897 (214.665) 33.941 (14.120) (32.390) (54.263) (65.908) (183.508) (126.212) (57.296) (85.475) (98.033) PIS e COFINS

15.603 21.100 0 0 0 0 0 36.703 36.703 0 0 36.703

20.919 103 0 0 0 0 0 21.022 14.564 6.458 9.932 11.090

36.522 21.203 - - - - - 57.725 51.267 6.458 9.932 47.793

Total 250.027 552.117 (158.420) 20.772 (298.150) (102.378) - 263.968 194.154 69.814 107.375 156.593

Ativos financeiros setoriais

Aquisição de energia (i)

PROINFATransporte Rede BásicaTransporte de Energia - ItaipuESSCDE (ii)CCC

Custo da Energia de Itaipu (i)

Valores em constituição

Sobrecontratação de energia

(*) IRT - Índice de Reposicionamento Tarifário

PIS/ COFINS Nota Técnica nº 115/04PIS/ COFINS sobre Ativos financeiros setoriais

Neutralidade da Parcela A

Exposição CCEAR entre submercados

Devolução tarifária (iii)Outros

��


8

NotaSaldo em 31/12/2014 Adição


Adiantamen-tos

Compensa-ção de

tributos Reclassifica-

ção Transferên-

cia Saldo em 31/12/2015

Ativo - compensáveis

Imposto de renda e contribuição social 17.130 2.089 985 27.459 (17.258) 405 (21.184) 9.626

ICMS 8.1 22.113 6.330 0 0 0 0 (1.302) 27.141

PIS e COFINS 3 212.261 1 0 (130) (2) (212.075) 58

IRRF sobre aplicações financeiras 6.146 1.686 0 0 0 0 0 7.832

Outros 4.154 1 0 0 0 (403) 0 3.752

Total 49.546 222.367 986 27.459 (17.388) - (234.561) 48.409

Circulante 30.258 26.286

Não circulante 19.288 22.123

Total 49.546 48.409

NotaSaldo em 31/12/2014 Adição


Pagamen-tos

Compensa-ção de

tributos Reclassifica-

ção Transferên-

cia Saldo em 31/12/2015

Passivo - a recolher

Imposto de renda e contribuição social - 21.184 0 0 0 0 (21.184) -

ICMS 66.407 1.029.846 0 (1.004.920) 0 0 (1.302) 90.031

PIS e COFINS 10.652 476.535 0 (230.121) (17.388) 0 (212.075) 27.603

Tributos sobre serviços prestados por terceiros 584 15.156 0 (14.801) 0 735 0 1.674

IRRF sobre juros s/ capital próprio - 6.696 0 0 0 0 0 6.696

Parcelamentos 8.2 29.939 0 4.473 (14.873) 0 0 0 19.539

Encargos com pessoal 3.913 33.899 0 (35.959) 0 (49) 0 1.804

Outros 735 3.062 0 0 0 (686) 0 3.111

Total 112.230 1.586.378 4.473 (1.300.674) (17.388) - (234.561) 150.458


Não circulante 29.937 19.540

Total 112.230 150.458

8.1

Do saldo a compensar de R$27.141 (R$22.113 em 31 de dezembro de 2014), R$ 8.657 (R$6.464 em 31 de dezembro de 2014) são Circulante e R$18.484 (R$15.649 em 31 de dezembro de 2014) são Não circulante. Do montante total, R$21.366 (R$17.972 em 31 de dezembro de2014) referem-se a créditos de ICMS decorrente de aquisição de bens que, de acordo com o parágrafo 5º do artigo 20 da Lei Complementar nº87/96, são compensados à razão de 1/48 avos por mês.

(i) Aquisição de Energia e Custo de Energia de Itaipu: para os últimos processos tarifários foram utilizadas previsões de Preço de Liquidaçãodas Diferenças – PLD e de dólar que não se concretizaram ao longo de 2014 e 2015 frente ao cenário energético e econômico do país. Comoa expectativa de preços médios foi baseada nos custos estimados de PLD e da moeda americana, que valora a tarifa da energia produzida porItaipu, o preço médio de compra de energia foi superior ao preço médio de cobertura homologado nos processos tarifários. Porém, com acriação da Conta Centralizadora de Recursos das Bandeiras Tarifárias - CCRBT, parte desta diferença está sendo coberta;

Os ativos e passivos financeiros setoriais referem-se aos valores originados da diferença temporal entre os custos previstos pela ANEEL eincluídos na tarifa no início do período tarifário, e aqueles que são efetivamente incorridos ao longo do período de vigência da tarifa. Essadiferença constitui um direito a receber pela Companhia nos casos em que os custos previstos são inferiores aos custos efetivamenteincorridos, ou uma obrigação quando os custos previstos são superiores aos custos efetivamente incorridos. São segregados entre ativo epassivo de acordo com a expectativa de homologação nas tarifas pela ANEEL nos próximos reajustes tarifários.

ICMS - Compensável

Os valores que compõem os ativos financeiros setoriais são:• Conta de Compensação de Variação dos Valores de Itens da “Parcela A” – CVA: É composta pelos custos de aquisição da energiaelétrica, de conexão e de transmissão, além dos encargos setoriais. A CVA deve ser neutra em relação ao desempenho da Companhia, ouseja, os custos incorridos são integralmente repassados ao consumidor ou suportados pelo Poder Concedente; e

• Itens financeiros: Referem-se a outros componentes financeiros que se constituem em direitos ou obrigações que também integram acomposição tarifária, dentre eles: Sobrecontratação de energia ao mercado de curto prazo; Neutralidade dos encargos setoriais; e Exposiçãofinanceira no mercado de curto prazo por diferença de preços entre submercados.

Dentre os principais montantes apresentados, destacam-se:

O processo de amortização se dá de forma mensal e corresponde ao recebimento/ devolução por meio da aplicação das tarifas vigentes,homologadas nos últimos eventos tarifários. Os valores mensais correspondem a 1/12 avos dos montantes totais homologados pela ANEEL.Os valores em constituição referem-se à diferença entre os custos incorridos e os constantes na tarifa até a data do fechamento do mês dereferência, a serem homologados nos próximos processos tarifários.

São homologados anualmente pela ANEEL e incorporados à tarifa de energia por meio de Reajustes ou Revisões Tarifárias que, naCompanhia, ocorrem em 7 de agosto.

Os impostos e contribuições sociais correntes que serão liquidados em um único pagamento, são apresentados pelo seu montante líquidocompensável, conforme requerido pelo CPC 32 - Tributos sobre o Lucro.

Impostos e contribuições sociais

(iii) Devolução Tarifária: no início de 2015, foram homologadas as RTEs das distribuidoras do Brasil (Nota 4.1.2). Tal medida foi necessáriapara cobrir, principalmente, a alta no encargo da CDE, acima mencionado. Para simplificar o processo, a ANEEL atualizou somente as tarifasde aplicação, não alterando as tarifas econômicas, responsáveis pela cobertura tarifária de energia, encargos e transporte. Desta forma, areceita adicional com a RTE é considerada como um passivo a ser devolvido nos reajustes/revisões tarifárias das distribuidoras.

(ii) CDE: o aumento do saldo deste ativo financeiro setorial foi decorrente da alta expressiva no valor da cota mensal a partir de março de 2015(Notas 18.1 e 21).

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8.2

Parcelamentos - REFIS Principal Multa Juros Encargos

Total de Parcelament

oConversão em

Renda

Valor de adesão - REFIS

COFINS 2.925 585 2.681 6.191 6.191

CSLL 4.442 888 4.093 1.885 11.308 3.742 15.050

INSS 8.548 3.021 10.256 670 22.495 10.822 33.317

IRPJ/ IRRF 4 1 8 13 5.257 5.270

Multa 223 192 415 190 605

15.919 4.718 17.230 2.555 40.422 20.011 60.433

Redução Programa Refis (11.578)

Utilização Base Negativa/ Prejuízo Fiscal (12.099)

Total 36.756

Valor de adesão - REFIS 36.756

Atualização de Juros 2.715

Ativo a Compensar 3.640

Depósito Judicial a favor da Companhia 17.284

Conversão em Renda a favor da União (14.873)

Amortização (25.600)

Atualização de Refis 2.509

Reversão de atualização da conversão em renda (2.892)

Saldo em 31 de dezembro de 2015 19.539

9

Nota31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014

PIS e COFINS 9.1 0,00 0,00 14.564 12.619 6.458 8.300

Imposto de renda e contribuição social 9.2 157.281 142.268 0,00 0,00 0,00 0,00

157.281 142.268 14.564 12.619 6.458 8.300

9.1

9.2

9.2.1

31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014 2015 2014

Natureza dos créditos Nota IRPJ/CSLL IRPJ/CSLL IRPJ/CSLL IRPJ/CSLL IRPJ/CSLL IRPJ/CSLL

Prejuízos Fiscais 46.116 53.583 0 0 (7.467) (3.381)

Base Negativa da Contribuição Social 20.188 22.876 0 0 (2.688) (1.217)

66.304 76.459 - - (10.155) (4.598)

Diferenças Temporárias 9.2.1.1

Provisão para créditos de liquidação duvidosa 20.964 15.131 0 0 5.833 1.588

Benefício pós-emprego 45.205 40.332 0 0 4.873 8.550

Provisão para riscos tributários, cíveis e trabalhistas 23.120 18.749 0 0 4.371 (303)

Ativos financeiros setoriais 0 0 82.602 77.896 (4.706) (77.896)

Consumidores - ajuste a valor presente 1.071 841 0 0 230 (203)

Valor justo do Ativo Financeiro Indenizável - ICPC 01 (R1) 0 0 45.267 28.341 (16.926) (2.870)

Benefício pós-emprego - Resultados abrangentes 110.161 76.668 0 0 0 0

Outras 93 (290) 0 0 383 2.873

Total diferenças temporárias 200.614 151.431 127.869 106.237 (5.942) (68.261)

Crédito fiscal do ágio incorporado 9.2.1.2 18.232 20.615 0 0 (2.383) (2.502)

Total bruto 285.150 248.505 127.869 106.237 (18.480) (75.361)

Compensação entre Ativos e Passivos Diferidos (127.869) (106.237) (127.869) (106.237) 0 0

Total 157.281 142.268 - -

Total

Ativo Passivo

Não Circulante Circulante Não Circulante

Parcelamentos

Tributos diferidos

Em 2009 a Companhia formalizou junto à Receita Federal do Brasil - RFB a adesão ao programa de redução e parcelamento de tributosfederais, conforme a Lei nº 11.941/09 - "REFIS IV".

O saldo em 31 de dezembro de 2015 de R$19.539 (R$29.939 em 31 de dezembro de 2014) possui depósitos judiciais no montante deR$44.249 (R$71.460 em 31 de dezembro de 2014), os quais aguardam conversão em renda da União (conforme artigo 32 da PortariaPGFN/RFB nº 06/09), ocasião em que será efetivada a baixa deste passivo e respectivo levantamento da diferença entre o depósito judicialatualizado e a obrigação. Em 30 de junho de 2011, a Companhia procedeu à consolidação dos débitos incluídos no parcelamento. Emdezembro de 2015 houve a conversão em renda a favor da Companhia no valor de R$17.284 e a favor da União no valor R$14.873 referenteao Processo nº 98.0003956-2, quitando os débitos relativos ao processo. A composição do parcelamento em 31 de dezembro de 2015 estásendo demonstrada a seguir:

O montante refere-se a PIS e COFINS diferidos reconhecidos sobre receita relativa aos ativos financeiros setoriais.

Imposto de renda e contribuição social

O Imposto de renda e contribuição social diferidos foram registrados sobre prejuízos fiscais, base negativa de contribuição social e diferençastemporárias, considerando as alíquotas vigentes dos citados tributos, de acordo com as disposições da Deliberação CVM nº 599/09, econsideram o histórico de rentabilidade e a expectativa de geração de lucros tributáveis futuros fundamentada em estudo técnico deviabilidade.

O imposto de renda e a contribuição social diferidos ativos e passivos são apresentados pela sua natureza, e o valor total é apresentado pelomontante líquido após as devidas compensações, conforme requerido pelo CPC 32.

PIS e COFINS

Composição e base de cálculo

Ativo Não Circulante ResultadoPassivo Não Circulante

��


9.2.1.1

9.2.1.2

9.2.2

2016 2017 2018 2019 2020 2021 a 2023 2024 a 2025 Total38.006 50.186 33.293 39.287 43.423 49.860 31.095 285.150

10

Além dos valores de dividendos a pagar para sua Controladora (Nota 20.3), os demais saldos de ativos e passivos, bem como as transaçõesda Companhia com sua Controladora, profissionais chave da Administração e outras partes relacionadas, que influenciaram o resultado doexercício, são apresentados como segue:

Crédito fiscal do ágio incorporado

Resultados tributáveis futuros

O crédito fiscal do ágio é proveniente da incorporação, em abril de 2005, da parcela cindida da controladora EDP - Energias do Brasil S.A.,representada pelo ágio pago pelas incorporadas EDP 2000 Participações Ltda. e EDP Investimentos Ltda. na aquisição de ações da IVEN, naépoca controladora da EDP Escelsa, o qual foi contabilizado de acordo com as Instruções CVM nº 319/99 e 349/99 e conforme determinaçãoda ANEEL. Está sendo amortizado pela curva entre a expectativa de rentabilidade da exploração e o prazo de concessão da Companhia, oque resulta em realização anual média do crédito fiscal de R$1.823 até o ano de 2025 (Nota 13.2.1.2).

Partes relacionadas

A projeção de resultados tributáveis futuros indica que a Companhia apresenta base de cálculo suficiente para recuperação do saldo integraldos créditos tributários nos exercícios como demonstrado.A Administração elaborou, em 31 de dezembro de 2015, projeção de resultados tributáveis futuros, inclusive considerando seus descontos avalor presente, demonstrando a capacidade de realização desses créditos fiscais diferidos nos exercícios indicados, a qual foi aprovada peloConselho de Administração. Com base no estudo, a Companhia estima recuperar os créditos fiscais diferidos ativos nos seguintes exercícios:

Diferenças Temporárias

Com o advento da Lei nº 12.973 de 13 de maio de 2014, foi extinto os eventos decorrentes da Lei nº 11.638/07 - RTT, os quais passaram aincorporar a partir de 1º de janeiro de 2015 o mesmo tratamento fiscal nas adições e exclusões temporárias quanto a sua dedutibilidade ounão.

A variação no Imposto de renda e contribuição social diferidos ativos e passivos no montante de R$15.013, foi registrada em contrapartida adébito do resultado do exercício em R$18.480 e a crédito de Patrimônio líquido em R$33.493.

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Relacionamento Duração 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014 2015 2014

Consumidores e concessionárias

Ressarcimento por insuficiência de geração

Porto do Pecém Porto do Pecém1 Controle Comum 01/01/2012 a 31/12/2026 1.618 6.316 2.895 - - - 0,00 0,00 (2.238) 7.692

Uso do sistema de distribuição

Energest Energest1 Controle Comum 0 01/08/2005 a 17/07/2025 589 530 0,00 - 0,00 0,00 0,00 0,00 6.656 5.877

Santa Fé Santa Fé1 Controle Comum 0 23/03/2009 a 17/07/2025 23 23 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 274 281 0 2.230 6.869 2.895 - - - - - 4.692 13.850

Outros créditos e Outras contas a pagarOutros créditos e Outras contas a pagar1

Compartilhamento de gastos com gestores corporativos

Compartilhamento de gastos com gestores corporativos1

EDP - Energias do Brasil EDP - Energias do Brasil1 Controladora0 01/07/2012 até emissão de

nova Resolução da ANEEL - 0,00 2 - 0,00 - 95 177 (1.386) (2.958)

Energest Energest2 Controle Comum 0 0 - 0,00 15 - 0,00 - - 0,00 15 0,00Contratos de Compartilhamento dos Serviços de Infraestrutura

estrutura1

EDP - Energias do Brasil EDP - Energias do Brasil2 Controladora 0 29/07/2015 a 29/07/2019 - - 3 2 0,00 - 134 70 (442) (775)Energest Energest3 Controle Comum - 29/07/2015 a 29/07/2019 - - 56 14 0,00 - 0,00 0,00 56 145 EDP GRID EDP GRID1 Controle Comum - 29/07/2015 a 29/07/2019 - - 1 1 0,00 - 0,00 0,00 3 7 Santa Fé Santa Fé2 Controle Comum - 29/07/2015 a 29/07/2019 - - 1 1 0,00 - 0,00 0,00 3 11 EDP Renováveis EDP Renováveis1 Controle Comum - 29/07/2015 a 29/07/2019 - - 18 18 0,00 - 0,00 0,00 18 11 Cachoeira Caldeirão Cachoeira Caldeirão1 Controle Comum - 29/07/2015 a 29/07/2019 - - 1 0,00 0,00 - 0,00 0,00 3 0,00ECE Participações ECE Participações1 Controle Comum - 29/07/2015 a 29/07/2019 - - 1 0,00 0,00 - 0,00 0,00 3 0,00

Contrato de prestação de serviçosContrato de prestação de serviços1

EDP GRID EDP GRID2 Controle Comum - 01/01/2015 a 31/12/2015 - - 0,00 0,00 0,00 - 0,00 0,00 (316) 0,000 - - 98 36 - - 229 247 (2.043) (3.559)

Fornecedores Fornecedores1

Suprimento de energia elétrica Suprimento de energia elétrica1

Enerpeixe Enerpeixe1 Controle Comum 216,64 23/12/2002 a 31/01/2016 0,00 0,00 0,00 0,00 10.428 11.784 0,00 0,00 (88.971) (84.223)

Energest Energest4 Controle Comum 238,39 01/08/2001 a 17/07/2025 0,00 0,00 0,00 0,00 460 673 0,00 0,00 (5.086) (4.814)

Energest Energest5 Controle Comum 238,39 01/11/2002 a 17/07/2025 0,00 0,00 0,00 0,00 2.182 3.196 0,00 0,00 (24.128) (22.840)

Energest Energest6 Controle Comum 220,67 01/11/2007 a 17/07/2025 0,00 0,00 0,00 0,00 3.503 3.063 0,00 0,00 (29.453) (27.454)

Energest Energest7 Controle Comum 138,22 01/01/2008 a 31/12/2015 0,00 0,00 0,00 0,00 38 42 0,00 0,00 (320) (298)

Energest Energest8 Controle Comum 198,40 01/01/2008 a 31/12/2037 0,00 0,00 0,00 0,00 52 58 0,00 0,00 (441) (411)

Energest Energest9 Controle Comum 209,67 01/01/2013 a 31/12/2041 0,00 0,00 0,00 0,00 1 0,00 0,00 0,00 (2) 0,00

Lajeado Lajeado1 Controle Comum 179,53 01/01/2008 a 31/12/2037 0,00 0,00 0,00 0,00 3 4 0,00 0,00 (38) (35)



Santa Fé Santa Fé3 Controle Comum 210,57 01/01/2009 a 31/12/2038 0,00 0,00 0,00 0,00 42 47 0,00 0,00 (357) (333)

Porto do Pecém Porto do Pecém2 Controle Comum Custo fixo + Custo

variável 01/01/2012 a 31/12/2026 0,00 0,00 0,00 0,00 3.048 2.778 0,00 0,00 (23.198) (19.814)

EDP Comercializadora EDP Comercializadora1 Controle Comum 0,00 01/01/2014 a 31/12/2014 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 275 0,00 0,00 0,00 (3.031)

EDP Comercializadora EDP Comercializadora2 Controle Comum 0,00 01/05/2014 a 31/12/2019 0,00 0,00 0,00 0,00 32 32 0,00 0,00 (336) (278)

EDP Comercializadora EDP Comercializadora3 Controle Comum 0,00 01/01/2015 a 30/06/2015 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 (2.612) 0,00

ECE Participações ECE Participações2 Controle Comum 141,14 01/01/2015 a 31/12/2044 0,00 0,00 0,00 0,00 481 0,00 0,00 0,00 (4.048) 0,00

Ressarcimento por insuficiência de geração

Porto do Pecém Porto do Pecém3 Controle Comum 01/01/2012 a 31/12/2026 - - 0,00 0,00 3.252 0,00 0,00 0,00 (1.754) (5.563)

- - - - 23.555 21.988 - - (181.038) (169.367)

2.230 6.869 2.993 36 23.555 21.988 229 247 (178.389) (159.076)

Resultado

Receitas (Despesas)

Circulante Não circulante Circulante Não circulante Operacionais

Ativo Passivo

Preço praticado (R$/MWh)

�


10.1

10.2

10.2.1

Conselho de Adminis-

traçãoProporção

(%)Diretoria

EstatutáriaProporção

(%) TotalProporção

(%) TotalProporção

(%)

Número de membros (i) 2,00(*) 4,08(**) - -

Remuneração fixa (em R$) 72.205 100% 2.212.244 78% 2.284.449 78% 2.391.291 79%

Salário ou pró-labore 58.080 1.624.499 1.682.579 1.749.700

Benefícios diretos e indiretos (ii) 2.509 138.645 141.154 174.536

Encargos sociais 11.616 449.100 460.716 467.055

Remuneração variável (em R$) n/a - 633.673 22% 633.673 22% 648.446 21%

Bônus n/a 504.057 504.057 499.766

Encargos sociais n/a 129.616 129.616 148.680 Valor total da remuneração 72.205 100% 2.845.917 100% 2.918.122 100% 3.039.737 100%

10.2.2


traçãoDiretoria

Estatutária


traçãoDiretoria

EstatutáriaNúmero de membros 2,00 4,08 2,00 6,00

36.102 1.106.904 34.848 768.909

36.102 539.005 34.848 259.200

36.102 697.529 34.848 495.007

11

Nota 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014

Depósitos judiciais 8.2 e 19 0,00 0,00 77.180 103.452

Cauções e depósitos vinculados 75 1.542 111 152

Total 75 1.542 77.291 103.604

Cauções e depósitos vinculados

a) Contratos de Compartilhamento de Atividades e Alocação de Gastos: A partir de 1º de janeiro de 2011, a EDP - Energias do BrasilS.A., controladora da Companhia, é responsável pela contratação dos Contratos de Compartilhamento de Atividades e Alocação de Gastosque contemplam as atividades das áreas corporativas.

A distribuição dos gastos de salários e encargos dos gestores corporativos e colaboradores da holding , que formulam políticas e diretrizes aserem seguidas pelas empresas do grupo econômico, e sua apropriação são efetuadas em função das atividades realizadas para cadacontraparte, por meio do controle de alocação de horas trabalhadas (timesheet ).

Os Contratos de Compartilhamento de Atividades e Alocação de gastos foram anuídos por meio do Despacho ANEEL nº 205, de 25 de janeirode 2013.

Os avais recebidos do acionista estão descritos na nota de Garantias (Nota 28.2).

As operações realizadas com as contrapartes informadas como compartilhamento de gastos e infraestrutura com partes relacionadasocorreram no curso normal dos negócios, sem acréscimo de qualquer margem de lucro.

O tema Compartilhamento de Recursos Humanos já foi objeto de estudos na Audiência Pública n° 041/2012, na Consulta Pública n° 12/2013 ena Audiência Pública n° 072/2014, cujo período de contribuições encerrou-se em 23 de fevereiro de 2015. Quando da publicação do resultado,as empresas terão um prazo para submeterem novo pedido de compartilhamento de recursos humanos e infraestrutura associada à anuênciaprévia, ficando o contrato atual vigente prorrogado até a deliberação da ANEEL.

b) Contratos de Compartilhamento dos Serviços de Infraestrutura: Em 14 de abril de 2011, a ANEEL por meio do Despacho nº 1.598anuiu os Contratos de Compartilhamento dos Serviços de Infraestrutura que têm por objeto a distribuição dos gastos com locação de imóveis,gastos condominiais e gastos de telecomunicações entre as empresas: (i) Sede em São Paulo - SP tendo como Contratada a EDP - Energiasdo Brasil e Contratantes a EDP Escelsa, EDP Bandeirante e Energest; (ii) Centro Operativo em Carapina – ES tendo como Contratada a EDPEscelsa e Contratantes a Energest, EnerPrev, Santa Fé, EDP GRID e EDP Renováveis; e (iii) Filial Energest – MS tendo como Contratada aEnergest e Contratante a Pantanal. Estes contratos vigoraram de 1º de janeiro de 2011 a 31 de dezembro de 2014.

Os contratos de compartilhamento entre as partes relacionadas são divididos em dois tipos: Contratos de Compartilhamento de Atividades eAlocação de Gastos e Contratos de Compartilhamento dos Serviços de Infraestrutura:

Em 16 de janeiro de 2015 o Grupo EDP - Energias do Brasil solicitou à ANEEL anuência para firmar o novo “Contrato de Cessão de Espaço eCompartilhamento dos Serviços de Infraestrutura” nas localidades: (i) Sede em São Paulo – SP, tendo como Contratada a EDP - Energias doBrasil e Contratantes a EDP Escelsa, EDP Bandeirante e Energest; (ii) Centro Operativo em Carapina – ES, tendo como Contratada a EDPEscelsa e Contratantes a Energest, EnerPrev, Santa Fé Energia, EDP GRID, Cachoeira Caldeirão, ECE Participações e Investco; e (iii) FilialEnergest – MS, tendo como Contratada a Energest e Contratante a Pantanal.

Os percentuais de rateio devem ser revistos anualmente e, em caso de alterações, os termos aditivos devem ser submetidos à anuênciaprévia da ANEEL.

Em 29 de julho de 2015, por meio do Despacho n° 2.430, a ANEEL anuiu o pedido, entretanto, a Companhia foi autorizada a realizar ocompartilhamento a partir de agosto de 2015. Em 16 de setembro de 2015, o Grupo EDP - Energias do Brasil solicitou à ANEEL anuência paraos Termos de Quitação e Outras Avenças, objetivando aprovar os pagamentos referentes ao período janeiro a julho, dos Contratos de Cessãode Espaço e Compartilhamento dos Serviços de Infraestrutura, uma vez que foram anuídos sem retroatividade. O pedido encontra-se sobanálise da ANEEL.

Circulante

Valor da menor remuneração individual

Valor médio da remuneração individual

Controladora direta

Remuneração total do Conselho de Administração e da Diretoria pagos pela Companhia referente ao exercício findo em 31 dedezembro (em R$)

(n/a) = Não Aplicável

Remuneração individual máxima, mínima e média do Conselho de Administração e da Diretoria Estatutária referente ao exercíciofindo em 31 de dezembro (em R$)

(**) Das 7 posições da Diretoria Estatutária, 4 membros são remunerados, sendo que o Diretor Comercial acumula o cargo de Diretor Técnico e de Ambiente e o Diretor de Regulação acumula o cargo de Diretor deGestão de Ativos e Administrativo. A remuneração anual global da Diretoria é de até R$3.338.000,00 para o período de abril de 2015 até março de 2016, conforme aprovado em Assembleia Geral Ordinária de 09 de abrilde 2015.

2015 2014

(ii) Foram considerados os benefícios de Seguro Saúde, Assistência Odontológica, Seguro de Vida, Previdência Privada, Benefício de Risco, Vale Alimentação e Vale Refeição.

(*) Das 8 posições do Conselho de Administração, apenas 2 membros são remunerados. A remuneração anual global dos membros do Conselho de Administração é de até R$75.000,00 para o período de abril de 2015até março de 2016, conforme aprovado em Assembleia Geral Ordinária de 09 de abril de 2015.

(i) O número de membros foi calculado em conformidade com o Ofício Circular/CVM/SEP/nº02/2015, que corresponde à média anual dos membros remunerados. Esta média contempla a substituição de membros.

2015 2014

Valor da maior remuneração individual

A controladora direta da Companhia é a EDP - Energias do Brasil, sendo esta controlada pela EDP – Energias de Portugal S.A.

Remuneração dos administradores

Não circulante

�


12

Nota 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014

Outros créditos - Ativo

Adiantamentos 6.346 608 0 0

Descontos tarifários 12.1 103.407 94.985 0 0

Benefícios pós-emprego 17.1.1 0 0 558 717

Bens destinados à alienação 228 368 0 0

Serviços em curso 1.359 1.096 0 0

Serviços prestados a terceiros 2.677 2.999 0 29

Convênios de arrecadação 4.018 2.565 0 0

Compartilhamento/Serviços entre partes relacionadas 10 0 0 98 36

Estoques 12.2 5.909 5.675 0 0

Outros 2.557 2.105 0 986 Total 126.501 110.401 656 1.768

Outras contas a pagar - Passivo

Adiantamentos recebidos - alienação de bens e direitos 189 1.092 0 0

Contribuição de iluminação pública 12.3 18.251 14.879 0 0

Credores diversos - consumidores e concessionárias 12.4 21.121 2.646 0 0

Folha de pagamento 319 1.863 0 0Arrecadação de terceiros a repassar 3.966 3.656 0 0Compartilhamento/Serviços entre partes relacionadas 10 0 0 229 247

Obrigações Sociais e Trabalhistas 12.5 38.331 29.050 0 0

Outros 3.893 3.281 0 0Total 86.070 56.467 229 247

12.1

Resolução Homologatória Valor mensalANEEL nº 1.768/14 Ago/14 a Fev/15 13.112 ANEEL nº 1.858/15 Mar/15 a Jul/15 15.394 ANEEL nº 1.928/15 Ago/15 a Jul/16 20.041

Saldo em 31/12/2014

Descontos tarifários

Ressarcimento Eletrobrás

Compensação Eletrobrás

Saldo em 31/12/2015

Subsídio Baixa Renda 5.808 29.943 (5.977) (25.480) 4.294

Subsídio Carga Fonte Incentivada - Res. nº 77/2004 12.132 30.703 (2.639) (25.077) 15.119

Subsídio Geração Fonte Incentivada - Res. nº 77/2004 2.084 4.246 (446) (3.963) 1.921

Subsídio Rural 53.227 142.222 (10.349) (120.958) 64.142

Subsídio Irrigante/Aquicultor - Res. nº 207/2006 12.484 32.481 (3.767) (30.695) 10.503

Subsídio Água/Esgoto/Saneamento - Despacho nº 3.629/2011 5.597 12.792 (1.123) (12.011) 5.255

Subsídio Distribuição - TUSD fio B 3.653 6.561 (888) (7.153) 2.173

94.985 258.948 (25.189) (225.337) 103.407

12.2

12.3

A Eletrobrás interpôs apelação contra a sentença em 28 de agosto de 2015, como a liminar obtida permanece vigente. Aguarda-se julgamentodo recurso da Eletrobrás pelo Tribunal de Justiça do Distrito Federal - TJDF.

Competências

Circulante Não circulante

Outros créditos - Ativo e Outras contas a pagar – Passivo

Estoques

Refere-se aos materiais utilizados na operação e manutenção da prestação dos serviços. Os materiais utilizados na construção dainfraestrutura da concessão, estão classificados na rubrica de Intangível. Ambos os estoques estão demonstrados ao custo ou ao valor líquidode realização, dos dois o menor. O método de avaliação dos estoques é efetuado com base na média ponderada móvel.

Em decorrência do não repasse pela Eletrobrás, a Companhia promoveu em 18 de dezembro de 2014 ação ordinária contra a Eletrobrás, compedido de antecipação de tutela, em trâmite perante à 3ª Vara Cível de Brasília, visando o recebimento dos valores devidos pela Eletrobrás,por meio do mecanismo da subvenção econômica e, subsidiariamente, a compensação entre os créditos a receber da Eletrobrás com asobrigações mensais a recolher da Companhia referente à CDE (Nota 18.1). Os valores pendentes de pagamento pela Eletrobrás, até a data doprotocolo da ação, era de R$71.661.

Em 29 de julho de 2015 foi proferida sentença confirmando os termos da liminar e determinando que a Eletrobrás pague às autoras os valoresvencidos e não repassados até a data da propositura da ação, bem como aqueles que vencerão no curso do processo.

A ação foi proposta em 18 de dezembro de 2014 e, em 9 de janeiro de 2015, o pedido de liminar foi parcialmente deferido, autorizandosomente a compensação entre créditos e débitos a partir da data do ajuizamento da ação. Com a liminar, a Companhia passou a compensarmensalmente os débitos da CDE com referidos créditos.

Descontos tarifários

Refere-se a descontos aplicados a clientes nas tarifas de unidades consumidoras, conforme regulamentação da ANEEL, por meio deresoluções específicas. Os descontos são aplicados de acordo com a classificação da atividade de cada unidade consumidora e procuramcontemplar residências de famílias com baixa renda inscritas no Cadastro Único do Governo Federal, estímulo à melhoria da produçãoagrícola, assim como descontos para serviços públicos essenciais, como é o caso das unidades de água, esgoto e saneamento.

Ao mesmo tempo em que determina o percentual de desconto a ser aplicado nos faturamentos mensais das unidades consumidoras, aregulamentação também estabelece o direito da Companhia de ser ressarcida dos respectivos montantes por meio do mecanismo dasubvenção econômica, com recursos originários da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, a serem aportados pela Eletrobrás,conforme Lei nº 10.438/02.

Contribuição de iluminação pública

Segue abaixo a composição dos descontos tarifários:

Refere-se à Contribuição para Custeio do Serviço de Iluminação Pública - CIP que tem por finalidade os serviços de projeto, implantação,expansão, operação e manutenção das instalações de iluminação pública. É cobrada dos consumidores, em conformidade com o estabelecidopor lei municipal, arrecadada pelas distribuidoras e repassadas mensalmente às Prefeituras, conforme previsto no artigo 149-A da ConstituiçãoFederal.

A ANEEL homologou os valores a serem repassados pela Eletrobrás para a Companhia, por meio das seguintes Resoluções Homologatórias:

Estão pendentes de recebimento da Eletrobrás os repasses das competências de agosto a novembro de 2014, no montante de R$52.448.


12.4

12.5

13

13.1

Ativo financeiro indenizável 594.212 72.553 49.781 (7.061) 709.485

594.212 72.553 49.781 (7.061) 709.485

13.2

A partir do ano de 2010, não obstante mantida a obrigatoriedade do atendimento às expensas da distribuidora, unidades consumidorascontinuaram sendo conectadas ao sistema elétrico da Companhia construindo as respectivas redes de distribuição. Para cumprir com aregulamentação, a Companhia tem a responsabilidade de, além de incorporar os ativos indenizar os clientes.

• Modelo bifurcadoEste modelo aplica-se quando a concessão inclui, simultaneamente, compromissos de remuneração garantidos pelo concedente ecompromissos de remuneração dependentes do nível de utilização das infraestruturas da concessão, cobrados dos usuários.

Os ativos de infraestrutura geridos por conta do Poder Concedente estão apresentados nos grupos de Ativo financeiro indenizável e Intangível(Notas 13.1 e 13.2), devido a implementação dos CPCs.

Credores diversos - consumidores e concessionárias

Do saldo de R$21.121 em 31 de dezembro de 2015 (R$2.646 em 31 de dezembro de 2014), R$17.707 referem-se aos valores a ressarcir aclientes no âmbito da Resolução Normativa ANEEL nº 223/03.

A área de concessão da Companhia foi considerada Universalizada no ano de 2010. Pelo regulamento estabelecido na Resolução nº 223/03, aunidade consumidora com carga instalada de até 50 kW passou a ter o direito de ser energizada sem qualquer ônus decorrente deinvestimento no sistema de distribuição, ou seja, a expansão do sistema elétrico devia se dar às expensas das distribuidoras. Contudo,quando um interessado pretendia antecipar uma ligação de energia elétrica em relação à meta estabelecida no Plano de Universalizaçãoaprovado pela ANEEL, podia optar por apropriar recursos junto à distribuidora ou tomar a iniciativa de construir a rede de distribuição,cabendo à distribuidora incorporar, operar e manter os ativos, com o compromisso de restituir os valores investidos pelo cliente no anoestabelecido para a Universalização do município onde se localizava a propriedade.

Ativo financeiro indenizável e Intangível

Em função do disposto nas Instruções Contábeis do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica e na Deliberação CVM nº672/11, que aprova o pronunciamento técnico CPC 20 (R1), os encargos financeiros relativos aos financiamentos obtidos de terceiros,efetivamente aplicados no intangível em curso, estão registrados neste subgrupo como custo das respectivas obras. A taxa média mensalaplicada no exercício para determinar o montante dos encargos financeiros passíveis de capitalização foi de 0,95%, que representa a taxaefetiva do empréstimo.

Os ativos intangíveis estão mensurados pelo custo total de aquisição menos as despesas de amortização.

Saldo em 31/12/2014

Este modelo é aplicável quando o concessionário tem o direito incondicional de receber determinadas quantias monetárias independentementedo nível de utilização da infraestrutura da concessão.

Saldo em 31/12/2015

Este modelo é aplicável quando o concessionário, no âmbito da concessão, é remunerado em função do grau de utilização da infraestruturapelos usuários por meio da prestação de serviço.

Como a Companhia é remunerada: (i) pelo Poder Concedente, no tocante ao valor residual da infraestrutura ao final do contrato de concessão;e (ii) pelos usuários, pela parte que lhes cabe dos serviços de construção e pela prestação do serviço de fornecimento de energia elétrica,então, aplica-se o modelo bifurcado.

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019/57, os ativos de infraestrutura utilizados na distribuição são vinculados a essesserviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do ÓrgãoRegulador.

• Modelo do ativo intangível

Baixas

De acordo com a ICPC 01 (R1), os ativos da infraestrutura enquadrados nesta interpretação não podem ser reconhecidos como ativoimobilizado uma vez que se considera que o concessionário não controla os ativos subjacentes, sendo reconhecidos de acordo com um dosmodelos contábeis previstos na interpretação, dependendo do tipo de compromisso de remuneração do concessionário assumido junto aoconcedente, que são o modelo do ativo financeiro, do ativo intangível e o bifurcado.

Obrigações Sociais e Trabalhistas

• Modelo do ativo financeiro

Referem-se aos montantes de provisão de férias, gratificação de férias e respectivos INSS e FGTS e participação nos lucros e resultados.

O CPC emitiu em 2009 com alterações posteriores, a Interpretação Técnica ICPC 01 (R1) – Contratos de Concessão. Esta interpretação foiaprovada pela Deliberação CVM nº 677/11.

A ICPC 01 (R1) é aplicável aos contratos de concessão público-privado nos quais a entidade pública controla ou regula os serviços prestados,com qual infraestrutura, a que preço e para quem deve ser prestado o serviço e, além disso, detém a titularidade dessa infraestrutura. Destaforma, esta interpretação é aplicável ao Contrato de Concessão da Companhia.

Transfe-rências do intangível

Intangível

A Resolução ANEEL nº 20/99, regulamenta a desvinculação dos ativos de infraestrutura das concessões do Serviço Público de EnergiaElétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinandoque o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada, para aplicação na concessão.

Ativo financeiro indenizável

A Companhia apresenta saldo no ativo não circulante referente a crédito a receber do Poder Concedente ao final da concessão, a título deindenização pelos investimentos efetuados e não recuperados por meio da prestação de serviços outorgados, originados da bifurcaçãorequerida pelo ICPC 01 (R1). Estes ativos financeiros são avaliados a valor justo com base no Valor Novo de Reposição - VNR dos ativosvinculados à concessão, revisado a cada três anos por meio do laudo de avaliação da Base de Remuneração Regulatória - BRR, conformeestabelecido no Contrato de concessão, atualizados pelo IGP-M até a data do balanço. Estes ativos serão reversíveis ao Poder Concedente no final da concessão. Os efeitos da mensuração a valor justo são reconhecidos diretamente no resultado do exercício. A movimentação no exercício é a seguinte:

Valor Justo


13.2.1

Nota

Taxas anuais

médias de amortização

%Custo

histórico

Amortiza-ção

acumulada Valor líquido

Taxas anuais

médias de amortização

%Custo

histórico

Amortiza-ção

acumuladaValor

líquido

Direito de concessão - Infraestrutura 13.2.1.1

Em serviço 4,02 2.040.110 (1.224.710) 815.400 3,97 1.984.928 (1.150.757) 834.171

Em curso 0 31.738 0 31.738 0 36.357 0 36.357

Atividades não vinculadas à concessão

13.2.1.2 7,08 103.963 (50.339) 53.624 7,08 103.964 (43.332) 60.632

7,08 (103.963) 50.339 (53.624) 7,08 (103.964) 43.332 (60.632)

2.071.848 (1.224.710) 847.138 2.021.285 (1.150.757) 870.528

13.2.1.1

13.2.1.2

13.2.2

Valor líquido em

Valor líquido em

Nota 31/12/2014 31/12/2015

Intangível em serviço

Direito de concessão - Infraestrutura 834.171 0 0 159.066 (72.553) (94.319) (10.965) 815.400

Total do intangível em serviço 834.171 - - 159.066 (72.553) (94.319) (10.965) 815.400

Intangível em curso 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

21.1 (29.294) (22.616) (51.910)

Outros intangíveis em curso 65.651 178.374 603 (159.066) 0 0 (1.914) 83.648

Total do intangível em curso 36.357 155.758 603 (159.066) - - (1.914) 31.738

Total intangível 870.528 155.758 603 - (72.553) (94.319) (12.879) 847.138

14

Não Circulante

Nota 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2014

Suprimento de energia elétrica 14.1 228.419 190.564 1.854

Energia livre 14.2 43.457 38.370 -

Encargos de uso da rede elétrica 15.596 17.643 -

Operações CCEE 14.3 87.310 84.776 -

Materiais e serviços 49.712 53.085 -

Total 424.494 384.438 1.854

14.1

14.2

14.3

31/12/201431/12/2015

São reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, sãomedidos pelo custo amortizado por meio do método dos juros efetivos, quando aplicável.

Ingressos

Refere-se à parcela cindida do ágio incorporado decorrente da aquisição de ações, o qual foi contabilizado de acordo com as Instruções CVMnº 319/99 e nº 349/99 e ICPC 09 e, conforme determinação da ANEEL, está sendo realizado pela curva entre a expectativa de resultadosfuturos e o prazo de concessão da Companhia, consequentemente foi reconhecido um Crédito fiscal (Nota 9.2.1.2).

Ultrapassagem de Demanda e Energia Reativa Excedente

Baixas

Composição do intangível

(-) Provisão para manutenção de dividendos

Mutação do intangível

A Companhia procede a testes de redução ao valor recuperável relativamente ao ativo da concessão anualmente ou sempre que eventos oucircunstâncias indiquem que o valor contábil excede o valor recuperável, sendo a diferença, caso exista, reconhecida no Resultado.

Ágio na incorporação de sociedade controladora

Direitos de Concessão - Infraestrutura

Fornecedores

Circulante

Referem-se ao direito da concessionária de receber caixa dos usuários pelos serviços de construção do sistema de distribuição de energiaelétrica e pelo uso de infraestrutura, originados da bifurcação requerida pelo ICPC 01 (R1). Estão registrados ao seu valor de custo acrescidode encargos financeiros, quando aplicável. A amortização é registrada pelo prazo remanescente da concessão.

Ágio – Incorporação de sociedade controladora

O saldo refere-se às transações de energia comercializada e encargos no âmbito da CCEE.

A Energia livre refere-se a valores a pagar a geradoras de energia elétrica referente as perdas ocorridas no período de racionamento deenergia entre junho de 2001 a fevereiro de 2002, no qual ocorreu a comercialização de energia elétrica que não estava contratada. ACompanhia passou a efetuar a restituição aos geradores a partir de fevereiro de 2003, com base nas regulamentações existentes a época.

Transferên-cia para

intangível em serviço

Transferên-cia para

ativo financeiro

indenizávelAmortiza-

ções

Juros capitaliza-

dos

Operações CCEE

Suprimento de energia elétrica

Energia livre

A ANEEL, por meio da Resolução Normativa nº 387/09, alterou a metodologia de amortização dos saldos de Perda de Receita e Energia Livrepassando a iniciar concomitantemente a partir de janeiro de 2002, limitada ao prazo máximo definido na Resolução ANEEL nº 1/04. No Despacho ANEEL nº 2.517/10, foi divulgado o valor a ser liquidado entre os agentes de distribuição e geração, atualizados pela taxa SELICmensal. Tal liquidação deveria ter ocorrido até 30 de setembro de 2010. Com o objetivo de suspender o referido ato, a Associação Brasileirade Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE, representando as distribuidoras do país, dentre elas a Companhia, impetrou Mandado deSegurança (Processo nº 91.2010.4.01.3400 - 15ª Vara Federal do Distrito Federal) com pedido de liminar que foi concedido.Em 9 de maio de 2013, porém, foi proferida sentença julgando extinto o feito, sem resolução de mérito, pela inadequação da via eleita(Mandado de Segurança). Entretanto, os pagamentos por parte da Companhia permanecem suspensos, tendo em vista a interposição derecurso de apelação contra a referida sentença, à qual foi atribuída efeito suspensivo (suspensos, portanto, os efeitos da sentençadesfavorável às distribuidoras).Por oportuno, importante salientar que as distribuidoras, paralelamente, ajuizaram ação ordinária com o mesmo objetivo do Mandado deSegurança, porém tal demanda também foi extinta, sob o argumento de que já havia outro feito com as mesmas partes, mesmo pedido emesmos fundamentos de fato e de direito (litispendência). Em face de tal decisão, também foi interposto recurso de Apelação ao TribunalRegional Federal da 1ª Região, o qual pende de julgamento.

O passivo é atualizado mensalmente pela variação da taxa SELIC, tendo sido registrado no exercício de 2015 o valor de R$5.087 (R$3.771 em2014) em contrapartida a despesa financeira (Nota 23).

O aumento nos valores a pagar referentes a Suprimento de energia elétrica em 31 de dezembro de 2015 decorre, principalmente, do preço daenergia adquirida de Itaipu que passou de US$26,05 em 2014 para US$38,07 em 2015, influenciado também pela taxa cambial do dólar deR$3,90 em 31 de dezembro de 2015 (R$2,66 em 31 de dezembro de 2014).

�


1515.1

Agente Fiduciário Tipo de emissãoQuantidade de

títulosValor nominal

unitário Valor totalData da emissão

Vigência do contrato Finalidade Custo da dívida Forma de pagamento Circulante Não circulante Total Circulante Não circulante Total

Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários

Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobi Instrução CVM

nº 476/09 17.680 10 176.800

3ª emissão em 27/08/2014

27/08/2014 a 27/08/2020

Alongamento da dívida e capital de giro.

CDI + 1,50% a.a. Principal semestral a partir

de 27/08/2018 e juros semestral

9.102 176.800 185.902 7.634 176.800 184.434

(-) Custos de emissão (-) Custos de emissão10 0 0 (599) 0 0 0 0 Amortização mensal 0 (432) (432) 0 (550) (550)

0Total Total1 9.102 176.368 185.470 7.634 176.250 183.884

�As debêntures estão demonstradas pelo valor líquido dos custos de transação incorridos e são subsequentemente mensurados ao custo amortizado usando o método da taxa de juros efetiva.As debêntures não possuem garantias.

DebênturesComposição do saldo de Debêntures

Encargos PrincipalEncargos Principal

31/12/2015 31/12/2014

�


15.2

Juros 7.634 (23.954) 25.422 0,00 0,00 9.102

Custo de transação - 0,00 0,00 (118) 118 -

7.634 (23.954) 25.422 (118) 118 9.102

Principal 176.800 0,00 0,00 0,00 0,00 176.800

Custo de transação (550) 0,00 0,00 118 0,00 (432)

176.250 - - 118 - 176.368

15.3

9.102 9.102

Não Circulante

35.014

70.653

70.701 176.368

Total 185.470

A emissão de Debêntures feita pela Companhia não é conversível em ação e foi emitida de acordo com a Instrução CVM nº 476/09, ou seja,refere-se a oferta pública distribuída com esforços restritos.

Vencimento

2016

Em 31 de dezembro de 2015 a Companhia encontra-se em pleno atendimento de todas as cláusulas restritivas previstas no contrato dedebêntures.

Vencimento das parcelas do Circulante e Não circulante

(iii) pedido de falência formulado por terceiros em face da Emissora e não devidamente elidido pela mesma no prazo legal;

(iv) falência formulada pela Emissora;

(v) decretação de falência da Emissora, pedido de recuperação judicial, extrajudicial ou autofalência formulado pela Emissora;

(vi) se a Emissora propuser plano de recuperação extrajudicial a qualquer credor ou classe de credores, independentemente de ter sidorequerida ou obtida homologação judicial do referido plano; ou se a Emissora ingressar em juízo com requerimento de recuperação judicial,independentemente de deferimento do processamento da recuperação ou de sua concessão pelo juiz competente;

(viii) vencimento antecipado ou inadimplemento no pagamento de quaisquer obrigações pecuniárias a que esteja sujeita a Emissora, nomercado local ou internacional em que o valor unitário ou cumulativo ultrapasse R$40.000, que possa, de forma comprovada, prejudicar o fielcumprimento das obrigações da Companhia no respectivo contrato.

(vii) perda da concessão para distribuição de energia elétrica; e

As principais cláusulas prevendo a rescisão, no contrato vigente, estão descritas abaixo:

(i) descumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação pecuniária prevista na Escritura, não sanada em 2 dias úteis contados da data doinadimplemento;(ii) descumprimento, pela Emissora, da manutenção do índice financeiro Dívida bruta em relação ao EBITDA Ajustado na data de apuração,31 de dezembro de cada ano, sendo não superior a 3,5. O EBITDA ajustado significa “o resultado antes das despesas financeiras, impostos,depreciação e amortização, ajustado com os ativos e passivos da Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela “A” - CVA,sobrecontratação e neutralidade dos encargos setoriais”;

2018

2019

Circulante

2020

Mutação das debêntures no exercício

Não circulante

Circulante

Pagamentos

Juros provisiona-

dos

Amortiza-ção do

custo de transação

Transferên-cias

Valor líquido em 31/12/2015


�


1616.1

Valor contratado

Data da contratação

Valor liberado

Vigência do contrato Finalidade Covenants Custo da dívida Forma de pagamento Garantias Circulante

Não circulante Circulante

Não circulante Circulante Circulante

Não circulante

Moeda nacional

177.468 29/01/2009 155.228 17/02/2010 a 17/06/2019

Programas de investimentos nos segmentos de geração, distrbuição e transmissão de

energia elétrica.

Dívida bruta em relação ao EBITDA Ajustado(ii) menor

ou igual a 3,5.

4,5% a.a. e de 1,81% a 3,32% a.a. acima da TJLP

Principal e Juros mensaisa. Garantia Corporativa da EDP Energias do Brasil; b. Depósito caucionado.

138 - 26.404 15.750 42.292 207 26.330 42.034 68.571

(-) BNDES -CALC - Custos de transação

(205) 29/01/2009 (205)17/02/2010 a 15/05/2017

00/01/1900 00/01/1900 00/01/1900Amortização mensal do custo

de transação00/01/1900 - - (7) - (7) - (15) (8) (23)

BNDES - FINEM 270.924 28/12/2014 240.023 28/12/2014 a 16/12/2024

Programa de investimentos de 2013 a 2015Dívida bruta em relação ao EBITDA Ajustado(ii) menor

ou igual a 3,5.

TJLP a TJLP + 3,05% a.a., TR(iii) + 3,05% a.a., e Pré

de 6,00% a.a.

Principal mensal com juros no período de carência trimestral, após segue

mensal. Principal e juros anuais.

a.Depósitos caucionados;b. Fiança Corporativa da EDP Energias do Brasil

1.283 6.061 12.660 233.068 253.072 - - - -

1.230 30/09/2008 924 30/01/2012 a 30/12/2016

Programa Reluz - Município de Viana/ES 00/01/1900 5% a.a. +1,5% a.a (tx.adm.) Principal e Juros mensaisa. Notas Promissórias;

b. Garantia em recebíveis. - - 201 - 201 - 201 200 401

30.968 21/05/2004 22.729 30/08/2006 a 30/07/2016

Programa Luz para Todos 00/01/19005% a.a. + 1,5% a.a

(tx.adm.)Principal e Juros mensais Notas Promissórias - - 1.364 - 1.364 - 2.339 1.364 3.703

50.304 20/11/2005 37.114 30/05/2008 a 30/04/2018


(tx.adm.)Principal e Juros mensais

a. Notas Promissórias;b. Garantia em recebíveis.

- - 3.752 5.002 8.754 - 3.752 8.754 12.506

75.764 25/06/2007 44.821 30/04/2010 a 30/04/2020




- - 4.529 15.098 19.627 - 4.529 19.627 24.156

56.737 28/08/2009 20.687 30/01/2012 a 30/12/2021




- - 1.702 8.509 10.211 - 1.702 10.213 11.915

135.000 24/06/2010 135.000 29/11/2010 a 29/05/2015

Capital de GiroDívida bruta em relação ao EBITDA Ajustado(i) menor

ou igual a 3,5.100% do CDI

Principal e Juros em parcela única no final

00/01/1900 - - - - - 54.397 103.500 - 157.897

(2.025) 24/06/2010 (2.025)29/11/2010 a 29/05/2015

Capital de Giro 00/01/1900 00/01/1900 Custo 00/01/1900 - - - - - - (147) - (147)

68.000 13/02/2013 68.000 13/02/2013 a 03/02/2015

Capital de Giro 00/01/1900 105,5% e 98,5% do CDIPrincipal e Juros em parcela

única ao final do contrato00/01/1900 - - - - - 13.027 68.000 - 81.027

1.273 13/02/2013 1.273 13/02/2013 a 03/02/2015

00/01/1900 00/01/1900 00/01/1900Amortização mensal do custo

de transação00/01/1900 - - - - - - (103) - (103)

110.575 21/02/2014 110.575 21/02/2014 a 01/07/2015

Financiamento para comercialização de energia elétrica para a atividade agropecuária.

00/01/1900 101,15% do CDIPrincipal e Juros em parcela

única no final00/01/1900 - - - - - 10.348 110.575 - 120.923

- 21/02/2014 - 21/02/2014 a 01/07/2015

00/01/1900 00/01/1900 00/01/1900 00/01/1900 00/01/1900 - - - - - - (855) - (855)

200.000 08/05/2014 200.000 08/05/2014 a 14/05/2018

Alongamento da dívida e financiamento de capital de giro.

Dívida bruta em relação ao EBITDA Ajustado(i) menor

ou igual a 3,5.85% do CDI + 1,0625%

Principal anual a partir de maio/2016 e Juros

trimestraisNota Promissória 3.346 - 66.666 133.334 203.346 2.655 - 200.000 202.655

- 08/05/2014 (719)08/05/2014 a 14/05/2018

00/01/1900 00/01/1900 00/01/1900 00/01/1900 00/01/1900 - - - (700) (700) - - - -

100.000 29/05/2015 100.000 29/05/2015 a 29/05/2019

Alongamento da dívida e financiamento de capital de giro.

Dívida bruta em relação ao EBITDA Ajustado(i) menor

ou igual a 3,5.85% do CDI + 1,19%

Principal anual a partir de maio/2018 e Juros

trimestraisNota Promissória 1.091 - - 100.000 101.091 - - - -

Total 5.858 6.061 117.271 510.061 639.251 80.634 319.808 282.184 682.626

(i) O EBITDA Ajustado significa “o resultado antes das despesas financeiras, impostos, depreciação e amortização, ajustado com os ativos e passivos da Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela “A” - CVA, sobrecontratação e neutralidade dos encargos setoriais”.

(ii) O EBITDA Ajustado significa “o resultado antes das despesas financeiras, impostos, depreciação e amortização, ajustado com os ativos e passivos da Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela “A” - CVA, sobrecontratação e neutralidade dos encargos setoriais” e com outras rúbricas não operacionais que tenham efeito no caixa.

(iii) Equivalerá ao resultado da interpolação linear das taxas internas de retorno observadas no mercado secundário das Notas do Tesouro Nacional Série B (NTN-B).

Os empréstimos e financiamentos são demonstrados pelo valor líquido dos custos de transação incorridos e são subsequentemente mensurados ao custo amortizado usando o método da taxa de juros efetiva.

Citibank N.A. - Cédula de Câmbio

(-) Citibank N.A. - Cédula de Câmbio - Custos de Transação

Banco do Brasil - Cédula de Crédito Bancário 21/00804-3

(-) Banco do Brasil - Cédula de Crédito Bancário 21/00804-3 - Custo de transação

Banco do Brasil - Cédula de Crédito Bancário

(-) Banco do Brasil - Cédula de Crédito Bancário - Custos de Transação

Citibank N.A. - Cédula de Câmbio

Eletrobrás LPT - ECFS 106/05



Banco do Brasil - Nota de Crédito Comercial

(-) Banco do Brasil - Nota de Crédito Comercial - Custos de Transação

BNDES - BB/CALC

Eletrobrás Reluz - ECF 2481/05


Total

Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidasComposição do saldo de Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas

31/12/2014

Encargos Principal

Total

Encargos Principal

31/12/2015

�


16.2

Circulante

Principal 320.928 0,00 (320.944) 0,00 117.212 0,00 82 117.278

Juros 80.634 0,00 (139.142) 64.366 0,00 0,00 0,00 5.858

Custo de transação (1.120) 0,00 0,00 0,00 (7) 1.120 0,00 (7)

400.442 - (460.086) 64.366 117.205 1.120 82 123.129

Não circulante

Principal 282.192 340.024 0,00 0,00 (117.212) 0,00 5.758 510.762

Juros - 0,00 0,00 5.870 0,00 0,00 191 6.061

Custo de transação (8) (700) 0,00 0,00 7 0,00 0,00 (701)

282.184 339.324 - 5.870 (117.205) - 5.949 516.122

16.3

NacionalCirculante

123.129 123.129

Não circulante

129.918

163.185

93.326

39.197 2021 até 2025 90.496

516.122 Total 639.251

17

Nota 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014Auxílio Incentivo à Aposentadoria - AIA 17.2 982 885 801 988

Assistência médica e seguro de vida 17.2 26.504 19.836 428.512 322.409

Contribuição definida 17.1.2 108 93 0,00 0,00

27.594 20.814 429.313 323.397

17.1

17.1.1

17.1.1.1

São administrados pela EnerPrev, entidade fechada de previdência complementar patrocinada pelas empresas do Grupo EDP - Energias doBrasil e cadastrados no Cadastro Nacional dos Planos de Benefícios - CNPB na Superintendência Nacional de Previdência Complementar -PREVIC. Tem por finalidade gerir e administrar um conjunto de planos de benefícios previdenciários em favor dos colaboradores e ex-colaboradores da Companhia, sendo assegurados os direitos e deveres dos participantes, assistidos e pensionistas, previstos nos regulamentos.

• Plano Escelsos I estruturado na modalidade de Benefício definido: O Plano de custeio é sustentado por contribuições da patrocinadora, quecorrespondem ao dobro das contribuições dos participantes limitado a 7% da folha de salários. Concede renda vitalícia reversível em pensão, nabase de até 100% da média salarial mensal real, referente aos últimos 36 meses de atividade.

A Companhia mantém atualmente planos de suplementação de aposentadoria e pensão em favor dos colaboradores e ex-colaboradores e outros benefícios pós-emprego, compostos por assistência médica, seguro de vida, AIA - Auxílio de Incentivo à Aposentadoria e outros benefícios aaposentados.Conforme estabelecido pela Deliberação CVM nº 695/12, a contabilização dos passivos oriundos de Benefícios pós-emprego, deve ocorrer combase nas regras estabelecidas no CPC 33 (R1). Para a mensuração dos planos do tipo benefício definido, a Companhia contratou atuáriosindependentes, para realização de avaliação atuarial, segundo o Método do Critério Unitário Projetado.

Benefícios pós-emprego

Planos de suplementação de aposentadoria e pensão

Os ganhos e perdas atuariais gerados por ajustes e alterações nas premissas atuariais dos planos de Benefício definido são reconhecidos noexercício em que ocorrem diretamente no Patrimônio líquido na rubrica Outros resultados abrangentes. Os custos com serviços passados sãoreconhecidos no exercício em que ocorrem integralmente no resultado na rubrica de Pessoal, e o resultado financeiro do benefício é calculadosobre o déficit/superávit atuarial utilizando a taxa de desconto do laudo vigente.

Planos de Benefício definido e Contribuição variável

As obrigações dos planos do tipo Contribuição definida são reconhecidas como despesa de pessoal no resultado do exercício em que osserviços são prestados.

• Plano Escelsos II estruturado na modalidade de Contribuição variável: O Plano de custeio é sustentado paritariamente por contribuições dapatrocinadora e do participante, conforme o regulamento do plano. É um plano previdenciário que, até a concessão da renda vitalícia, reversível(ou não) em pensão, é do tipo Contribuição variável, não gerando qualquer responsabilidade atuarial para a Companhia. Somente após aconcessão da renda vitalícia, reversível (ou não) em pensão, se for essa a escolha do participante, é que o plano previdenciário pode passar aser do tipo Benefício definido e, portanto, gerando responsabilidade atuarial à Companhia. O participante pode escolher também a opção derenda financeira, não gerando responsabilidade atuarial para a Companhia.

As obrigações dos planos são calculadas usando uma taxa de desconto que é estabelecida com base na rentabilidade de títulos do governo dotipo NTN-B. Desta forma, caso a rentabilidade dos ativos dos planos sejam diferentes da rentabilidade da NTN-B, haverá um ganho ou perdaatuarial aumentando ou diminuindo o déficit/superávit atuarial destes benefícios.

As práticas de investimento dos planos se pautam pela busca e manutenção de ativos líquidos e dotados de rentabilidade necessária paracumprir estas obrigações no curto, médio e longo prazos, mantendo um equilíbrio entre os ativos e os compromissos do passivo com o objetivode gerar uma liquidez compatível com o crescimento e a proteção do capital, visando garantir o equilíbrio de longo prazo entre os ativos e asnecessidades ditadas pelos fluxos atuariais futuros.

Vencimento das parcelas do Circulante e Não circulante (principal e encargos)

2017

2018

2019

2020

2016



Mutação dos empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas no exercício

IngressosTransfe-rências

Amortização do custo de

transação

Vencimento

PagamentosVariação

monetária

Juros provisiona-

dos

A avaliação atuarial realizada na data-base 31 de dezembro de 2015 demonstrou que, nos Planos do tipo Benefício definido, o valor presentedas obrigações atuariais, líquido do valor justo dos ativos, apresenta-se superavitário.

Circulante Não circulante

Uma série de premissas podem ter sua realização diferente da calculada na avaliação atuarial devido a fatores como mudanças nas premissaseconômicas ou demográficas e mudanças nas disposições do plano ou da legislação aplicável a planos de previdência.

Avaliação atuarial

�


Nota

Valor presente das

obrigações do plano

Valor justo dos ativos do

plano

Restrições de reconhecimento

do ativoAtivo

reconhecido

Valor presente das obrigações

do plano

Valor justo dos ativos do

plano

Restrições de reconhecimento

do ativoAtivo

reconhecido

Saldo inicial reconhecido (180.332) 296.353 (116.963) 717 (180.266) 284.873 (104.607) 1.638 Custo do serviço corrente (86) 0,00 0,00 (86) 116 0,00 0,00 116 Custo dos juros 23 (21.415) 35.574 (14.204) (45) (20.767) 33.369 (12.356) 246 Ganhos/(perdas) atuariais (10.394) (21.004) 31.353 (45) (2.238) 84 0,00 (2.154) Contribuições pagas pela Companhia 0,00 17 0,00 17 0,00 850 0,00 850 Contribuições pagas pelos empregados 15 (15) 0,00 - (70) 70 0,00 - Benefícios pagos pelo plano 25.920 (25.920) 0,00 - 22.893 (22.893) 0,00 - Mudança na recuperação do superávit 0,00 0,00 0,00 - 0,00 0,00 0,00 21 Saldo final reconhecido

(186.292) 285.005 (99.814) 558 (180.332) 296.353 (116.963) 717

Plano I Plano II Circulante

11.249 5.648 11.249 5.648

Não circulante

11.634 5.948

12.013 6.254

12.380 6.568

12.730 6.886

68.124 39.289 116.881 64.945

Total 128.130 70.593

Classe de ativoMercado

ativo 31/12/2015 31/12/2014

Títulos de dívida Cotado 94,12% 88,67%

Ações Cotado 4,40% 10,07%

Imóveis Cotado 0,72% 0,42%

Outros Não cotado 0,76% 0,84%

Total 100,00% 100,00%

Plano I Plano II Plano I Plano II

Participantes ativos 1 568 1 621

Participantes assistidos 0,00 0,00 0,00 0,00

Com benefícios diferidos 0,00 19 0,00 22

Aposentados e pensionistas 699 222 703 219

699 241 703 241

Total 700 809 704 862

Análise de sensibilidadeValores Plano

IValores Plano

II

Pressupostos Centrais 108.570 83.753

Taxa de desconto

Aumento na taxa de desconto em 0,5% (3.545) (2.548)

Redução na taxa de desconto em 0,5% 3.786 2.751

Mortalidade

Se os membros do plano fossem um ano mais novo do que sua idade real 2.352 861

As principais classes de ativos do plano estão segregadas conforme a seguir:

Estes planos têm a seguinte composição de participantes:

2015 2014

A análise de sensibilidade decorrente de risco de variação na taxa de desconto e na tábua de mortalidade é expressa a seguir, considerandoapenas a alteração nas hipóteses mencionadas em cada linha.

Os vencimentos do plano de benefício, calculado na avaliação atuarial, considera o seguinte fluxo futuro de pagamentos de benefícios para ospróximos 10 anos:

Vencimento

2016

2017

2018

2019

2020

2021 a 2025

2015 2014

A seguir demonstramos a movimentação do exercício para os Planos I e II reconhecidos no Balanço patrimonial:

A apresentação de superávits nos planos previdenciários de Beneficio definido reduzem o risco de eventual passivo atuarial futuro para aCompanhia. A Administração da Companhia registrou o ativo decorrente de superávit atuarial do Plano I de R$22. Com relação ao superávitatuarial apurado para o Plano II, a Companhia registrou como ativo o valor presente de R$536 da redução de futuras contribuições, conformeautorizado pela PREVIC por meio da Portaria nº 664/2013.A destinação do Superávit atuarial atribuído à Companhia, calculado pela EnerPrev e aprovado pela PREVIC, ocorre nos termos da ResoluçãoCGPC nº 26/2008. O abatimento das contribuições normais ao Plano será por um período estimado de aproximadamente 93 meses, tendoiniciado em abril/2014. Durante esse período, a cobrança da contribuição normal da Companhia está suspensa.A EnerPrev interromperá imediatamente o abatimento das contribuições normais da Companhia se, a qualquer momento, constatar que o valorda Reserva de Contingência for inferior a 25% do valor das Reservas Matemáticas do Plano. Neste caso, será revertido parcial ou totalmente osaldo da Reserva Especial para recompor a Reserva de Contingência ao patamar de 25% das Reservas Matemáticas.

�


Econômicas

Taxa de desconto - nominal

Crescimentos salariais futuros

Crescimento dos planos de benefícios

Inflação

Demográficas

Tábua de mortalidade

Tábua de mortalidade de inválidos

Tábua de entrada em invalidez

Nota 2015 2014

Custo do serviço

Custo do serviço corrente 160 (116)

Custo dos juros 45 (246)

Contribuições esperadas dos empregados (74) 0,00

Mudança na recuperação do superávit 0,00 (21)

131 (383)

21.004 (84)

0,00 (640)

16.753 1.497

(6.359) 1.381

20.5 (31.353) 0,00

45 2.154

176 1.771

17.1.2

17.2

17.2.1

Nota

Valor presente das


(Passivo) reconhecido

Valor presente das


(Passivo) reconhecido

Saldo inicial reconhecido (344.118) (344.118) (440.625) (440.625)

Custo do serviço corrente (2.069) (2.069) (2.739) (2.739)

Custo dos juros 23 (41.041) (41.041) (51.397) (51.397)

Ganhos/(perdas) atuariais reconhecidos no PL (98.466) (98.466) 123.810 123.810

Benefícios pagos pela Companhia 28.895 28.895 26.833 26.833

Saldo final reconhecido (456.799) (456.799) (344.118) (344.118)

A Companhia oferece 2 planos de contribuição definida:

(i) Plano administrado pela EnerPrev, sendo que os colaboradores realizam contribuições básicas de até 5% do salário mensal, e a empresaaporta 100% desse valor como contribuição normal. Os colaboradores também podem optar pela contribuição voluntária de até 5% do saláriomensal, sem o aporte da patrocinadora.

(ii) Plano Gerador de Benefício Livre (PGBL) aberto e administrado pelo Bradesco Vida e Previdência sendo que o colaborador pode contribuircom até 2% do salário mensal, e a empresa aporta 100% desse valor como contribuição normal. O participante também pode optar pelacontribuição voluntária de até 2% do salário mensal, sem aporte da patrocinadora.

Para ambos os planos a adesão não é obrigatória e, caso haja interesse, o colaborador deve se manifestar. Adicionalmente estes planos nãogeram qualquer responsabilidade atuarial para a Companhia.

Muller Muller Muller Muller

Para estes planos o saldo de perda atuarial líquido de imposto de renda e contribuição social em 31 de dezembro de 2015 é de R$1.452(R$1.422 em 31 de dezembro de 2014), registrados em contrapartida de Outros resultados abrangentes.

5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a.

AT-2000 AT-2000 AT-2000 AT-2000

RP 2000 Disabled RP 2000 Disabled RP 2000 Disabled RP 2000 Disabled

7,82% 7,82% 6,34% 6,34%

5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a.

As principais premissas utilizadas nesta avaliação atuarial dos benefícios foram as seguintes:

2015 2014

Plano I Plano II Plano I Plano II

12,75% a.a. 12,75% a.a. 12,25% a.a. 12,25% a.a.

Componentes de custos de benefícios definidos reconhecidos em Outros resultados abrangentes

Total

Componentes de custos de benefícios definidos reconhecidos no resultado

Remensuração do valor líquido do passivo de benefício definido

Retorno sobre ativos do plano (excluindo valores incluídos em despesa financeira líquida)

(Ganhos) e perdas atuariais decorrentes de mudança em premissas demográficas

2015 2014

A seguir demonstramos a movimentação do exercício no Balanço patrimonial:

A avaliação atuarial realizada na data-base 31 de dezembro de 2015 demonstrou uma obrigação presente para estes Planos do tipo BenefícioDefinido.

Os efeitos da revisão da avaliação atuarial reconhecidos no resultado e em Outros resultados abrangentes são:

Auxílio incentivo à aposentadoria (AIA), Assistência médica, Seguro de vida e Outros benefícios a aposentados: Benefício Definido

Avaliação atuarial

Na qualidade de patrocinadora, a Companhia contribuiu no exercício com R$959 (R$862 em 2014).

• Assistência médica, seguro de vida e outros benefícios a aposentados: Cobertura vitalícia com despesas de assistência médica, odontológica,medicamentos, seguro de vida e, nos casos comprovados de existência de dependente especial, correspondente a 50% do piso salarial daCompanhia.

Uma série de premissas podem ter sua realização diferente da calculada na avaliação atuarial devido a fatores como mudanças nas premissaseconômicas ou demográficas e mudanças nas disposições dos benefícios ou da legislação aplicável a estes.

Contribuição definida

A maior parte das obrigações dos benefícios consistem na concessão de benefícios vitalícios aos participantes. Por essa razão, aumentos naexpectativa de vida resultarão em aumento nas obrigações dos planos. Estes benefícios são sensíveis à inflação, sendo que uma inflação maiorque o previsto nesta avaliação levará a um maior nível de obrigações.

(Ganhos) e perdas atuariais decorrentes de ajuste de experiência

(Ganhos) e perdas atuariais decorrentes de mudança em premissas financeiras

Ajustes a restrições ao ativo de benefício definido

• Auxílio Incentivo à Aposentadoria - AIA: Benefício aos empregados admitidos até 31 de dezembro de 1981, pagável por ocasião da rescisão docontrato de trabalho, independentemente do motivo de desligamento. O AIA garante um pagamento em forma de pecúlio, cujo valor foi calculadoconsiderando, para cada empregado, a proporcionalidade do tempo de contribuição ao INSS até 31 de outubro de 1996, da remuneração e obenefício do INSS em 31 de outubro de 1996; e

Em 31 de dezembro de 2015 esses planos têm a adesão de 375 colaboradores (328 em 31 de dezembro de 2014).

�


Assistência médica e

Seguro de vida AIA

Circulante

26.504 982 26.504 982

Não circulante

29.234 143

32.299 306

35.445 168

38.932 237

256.858 400 392.768 1.254

Total 419.272 2.236

2015 2014

Custo do serviço

Custo do serviço corrente 2.069 2.739

Custo dos juros 41.041 51.397

43.110 54.136

89.656 (135.226)

8.810 11.416

98.466 (123.810)

141.576 (69.674)

Auxílio Incentivo

Aposentados (AIA)

Assistência Médica

Seguro de Vida

Outros benefícios a aposentados

Auxílio Incentivo

Aposentados (AIA)

Assistência Médica Seguro de Vida

Outros benefícios a aposentados

Participantes ativos 39 412 0,00 561 42 464 0,00 486

Participantes assistidos 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Dependentes 0,00 1.381 0,00 0,00 0,00 1.337 0,00 0,00

Aposentados e pensionistas 0,00 1.187 1.184 47 0,00 1.147 1.157 52

- 2.568 1.184 47 - 2.484 1.157 52

Total 39 2.980 1.184 608 42 2.948 1.157 538

Análise de sensibilidade

Auxílio Incentivo à Aposenta-

doria

Assistência Médica e

Odontológi-ca

Benefícios a Aposenta-

dos

Seguro de Vida

Pressupostos Centrais 1.749 408.167 3.083 45.154

Taxa de desconto

Aumento na taxa de desconto em 0,5% (11) (21.994) (220) (1.712)

Redução na taxa de desconto em 0,5% 11 24.180 251 1.847

Mortalidade

Se os membros do plano fossem um ano mais novo do que sua idade real 0,00 12.698 63 737

2015 2014

Os vencimentos do plano de benefício, calculado na avaliação atuarial, considera o seguinte fluxo futuro de pagamentos de benefícios para ospróximos 10 anos:

O número de participantes considerados na avaliação atuarial estão resumidos abaixo:

A análise de sensibilidade decorrente de risco de variação na taxa de desconto e na tábua de mortalidade é expressa a seguir, considerandoapenas a alteração nas hipóteses mencionadas em cada linha.

Componentes de custos de benefícios definidos reconhecidos no resultado

Remensuração do valor líquido do passivo de benefício definido

A perda atuarial de R$98.466 no valor presente das obrigações, apurado na avaliação atuarial efetuada em 31 de dezembro 2015, foidecorrente, principalmente, da revisão das premissas econômicas e demográficas e alteração na metodologia que passou a calcular o customédio anual de assistência médica apenas com a população de aposentados, uma vez que esse grupo apresenta um número significativo depessoas.

As contribuições esperadas da Companhia para estes benefícios para o exercício de 2016 são de R$27.486.

A despesa líquida com este benefício reconhecida no resultado e ganhos e perdas atuariais reconhecida em Outros resultados abrangentes emcontrapartida a rubrica de Benefícios pós-emprego, tem a seguinte composição:

(Ganhos) e perdas atuariais decorrentes de ajuste de experiência

(Ganhos) e perdas atuariais decorrentes de mudança em premissas financeiras

Componentes de custos de benefícios definidos reconhecidos em outros resultados abrangentes

Total

Vencimento

2016

2017

2018

2019

2020

2021 a 2025

Para estes planos o saldo de perda atuarial líquido de imposto de renda e contribuição social em 31 de dezembro de 2015 é de R$212.392(R$147.404 em 31 de dezembro de 2014).

�


Econômicas




Inflação médica de longo prazo

InflaçãoFator de envelhecimento

Demográficas




Econômicas




Inflação médica de longo prazo

Inflação

Fator de envelhecimento

Demográficas




18

NotaSaldo em 31/12/2014 Adições

Atualização Monetária Pagamentos

Ressarcimen-to CCRBT

Transferên-cias

Saldo em 31/12/2015

Conta de desenvolvimento energético - CDE 18.1 e 21 3.557 584.114 0,00 (524.164) 0,00 0,00 63.507 Encargos tarifários (ECE/ EAEEE) 6.2 28.643 0,00 0,00 (2) 0,00 0,00 28.641

18.2 e 21 15.452 27.790 1.716 (23.885) 0,00 0,00 21.073

Bandeiras tarifárias 7, 18.3 e 21 - 293.362 0,00 15.906 (298.150) 0,00 11.118 Outros encargos 291 3.335 0,00 (3.366) 0,00 0,00 260 Total 47.943 908.601 1.716 (535.511) (298.150) - 124.599


Não circulante 428 8.473 47.943 124.599

18.1

Montante total

Valor cota mensal

Resolução Homologatória - ANEEL nº 1.857/2015

CDE - Encargos de uso 456.390 6.090

CDE - Encargos de uso 44.421

CDE - Energia 77.496 6.458

Resolução Homologatória - ANEEL nº 1.863/2015

CDE - Energia 694.540 12.628

18.2

18.3

Wyatt 85 Class 1 Wyatt 85 Class 1 Wyatt 85 Class 1 Wyatt 85 Class 1

RP 2000 Generational RP 2000 Generational RP 2000 Generational RP 2000 Generational


2014

5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a.

n/a

n/a 3,00% a.a. n/a n/a

3,00% a.a. n/a n/a

6,34% n/a n/a 6,34%

5,50% a.a. n/a 5,50% a.a. 5,50% a.a.

n/a11,51% a.a. em 2015,

reduzindo linearmente para 6,55% a.a. até 2025

n/a n/a

5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a.

AIA Assistência Médica Seguro de VidaOutros benefícios a

aposentados

12,25% a.a. 12,25% a.a. 12,25% a.a. 12,25% a.a.

RP 2000 Generational RP 2000 Generational RP 2000 Generational RP 2000 Generational


Wyatt 85 Class 1 Wyatt 85 Class 1 Wyatt 85 Class 1 Wyatt 85 Class 1

12,75% a.a.

7,82% n/a n/a 7,82%

5,50% a.a.

n/a

11,50% a.a. em 2016, reduzindo linearmente para

7,00% a.a. até 2026 n/a n/a

5,50% a.a. n/a 5,50% a.a.

AIA Assistência Médica Seguro de VidaOutros benefícios a

aposentados

As principais premissas utilizadas nesta avaliação atuarial foram as seguintes:

2015

Refere-se aos valores a repassar à Eletrobrás, anuídos pela ANEEL, conforme demonstrado abaixo:

12,75% a.a.

O aumento expressivo no valor da quota mensal teve como objetivo a recomposição do fundo da CDE face os repasses efetuados pelo mesmoàs distribuidoras de energia de janeiro de 2013 a dezembro de 2014, em função da conjuntura hidrológica desfavorável e de seus impactos noequilíbrio econômico e financeiro das concessionárias.

Parte dos recursos para os pagamentos das quotas foram provenientes da RTE concedida à Companhia em 27 de fevereiro de 2015, aplicadosàs tarifas no período de 2 de março de 2015 a 6 de agosto de 2015 (Notas 4.1.2 e 7).

Bandeiras tarifárias

12,75% a.a. 12,75% a.a.

Competência

Janeiro e Fevereiro de 2015

Março a Dezembro de 2015

Março de 2015 a Fevereiro de 2016

Agosto de 2015 a Fevereiro de 2020

Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética (P&D e PEE)

Encargos Setoriais

Refere-se aos valores a repassar à CCRBT, gerida pela CCEE (Nota 4.1.1). O saldo é composto pela diferença entre os valores faturadoslíquidos de ICMS e valores estimados não faturados, a título de Bandeiras tarifárias, deduzidos de parte dos sobrecustos de energia e encargos.

Conta de desenvolvimento energético - CDE

As obrigações a recolher, derivadas de encargos estabelecidos pela legislação do setor elétrico, são as seguintes:

Pesquisa e desenvolvimento - P&D e Programa de eficiência energética - PEE

Os valores das obrigações a serem aplicados nos programas de P&D e PEE registrados pela Companhia, são apurados nos termos dalegislação setorial dos contratos de concessão de energia elétrica. A Companhia tem a obrigação de aplicar 1% da Receita operacional líquidaajustada em conformidade com os critérios definidos pela ANEEL, registrando mensalmente, por competência, o valor da obrigação. Essepassivo é atualizado mensalmente pela variação da taxa SELIC até o mês de realização dos gastos e baixados conforme sua realização. Osprogramas de P&D são regulamentados por meio das Resoluções Normativas ANEEL nº 316/08, aplicada até setembro de 2012, alterada pelaResolução Normativa nº 504/12, e os programas de PEE são regulamentados por meio das Resoluções nº 300/08, aplicada até maio de 2013,alterada pela Resolução Normativa nº 556/13. O saldo líquido em 31 de dezembro de 2015 no montante de R$21.073 (R$15.452 em 31 dedezembro de 2014), contempla a dedução dos gastos efetuados com os serviços em curso referentes à esses programas.


19

Nota 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014

Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas 19.1 2.514 985 65.486 54.159

Licenças ambientais 0 82 109 17

Total 2.514 1.067 65.595 54.176

19.1

19.1.1

Pagamentos Reversões 31/12/2015 31/12/2014

38.448 16.632 (5.721) (7.473) 4.728 46.614 17.698 16.224

14.444 8.547 (8.648) (1.772) 5.033 17.604 5.482 7.254

8 0,00 0,00 0,00 0,00 8 0,00 44

2.244 3.480 (1.709) (954) 713 3.774 0,00 0,00

55.144 28.659 (16.078) (10.199) 10.474 68.000 23.180 23.522

985 2.514 0,00 0,00

54.159 65.486 23.180 23.522

55.144 68.000 23.180 23.522

19.1.1.1

19.1.1.2

19.1.2

31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014Trabalhistas 48.858 46.846 3.654 4.316

Cíveis 218.836 87.446 919 652

Fiscais 160.321 155.229 1.247 559

Outros 0 1.701 0 0

Total 428.015 291.222 5.820 5.527

19.1.2.1

19.1.2.2

Baixas

A Companhia é parte em ações judiciais e processos administrativos perante diversos tribunais e órgãos governamentais, decorrentes do cursonormal das operações, envolvendo questões tributárias, trabalhistas, aspectos cíveis e outros assuntos.

Atualizações Monetárias

Saldo em 31/12/2014

Saldo em 31/12/2015

Referem-se a diversas ações que questionam, entre outros, pagamento de horas extras, adicionais de periculosidade e reintegração.

Referem-se a diversas ações que questionam, entre outros, pagamento de horas extras, adicionais de periculosidade e reintegração.

Cíveis

Depósito Judicial

Não circulante

Trabalhistas

• Mandado de segurança nº 0002173-26.2014.4.01.3400, em trâmite na 22ª Vara Federal do Tribunal Regional Federal da 1ª Região, impetradopor Santo Antônio Energia S.A. - SAESA contra ato da Diretoria da ANEEL, objetivando suspender as obrigações de recomposição de lastro epotência e de pagamento dos encargos pelo uso do sistema de transmissão, bem como a aplicação de eventuais penalidades pelodescumprimento do cronograma. Em 26 de fevereiro de 2014 foi deferido em parte o pedido de antecipação de tutela, que gerou impactos àsdistribuidoras de energia. Em face da referida decisão, a Companhia, por meio da ABRADEE, ajuizou o pedido de suspensão da decisão perante o STJ, que foi deferido. Atualmente aguarda-se decisão de recurso. O valor estimado em 31 de dezembro de 2015 é de R$22.941 (R$18.365 em31 de dezembro de 2014).Adicionalmente, a SAESA propôs ação contra a ANEEL com pedido de liminar para não aplicação, durante o período de motorização da UHESanto Antônio, do Mecanismo de Redução de Energia Assegurada - MRA. A liminar não foi concedida em primeira instância. Em sede deagravo, o TRF deferiu o pedido de antecipação de tutela formulado pela SAESA, conferindo efeito retroativo, que passou a ter eficácia desde oinício de março de 2012. A Companhia e a ANEEL protocolaram junto ao STJ, pedidos de Suspensão de Liminar que foi deferido suspendendo amesma. Em 18 de março de 2015 o recurso proposto pela SAESA foi rejeitado pela corte especial do STJ. Atualmente aguarda-se decisão derecurso. O valor estimado em 31 de dezembro de 2015 é de R$3.023 (R$2.420 em 31 de dezembro de 2014).

• Ação civil pública nº 26725-92.2009.4.01.3800, em trâmite na 3ª Vara Federal Cível de Belo Horizonte, movida pela Associação de Defesa deInteresses Coletivo - ADIC, que pleiteia indenização por danos materiais em razão de reajuste tarifário (Parcela "A"). Nesta demanda, foiproferida decisão que determinou a exclusão das concessionárias do polo passivo da ação, sendo mantida tão somente a ANEEL. O processoencontrava-se suspenso até que, em 27 de novembro de 2013, o STJ considerou o Juízo da 3ª Vara Federal Cível de Belo Horizonte comocompetente para julgar todas as demandas coletivas que discutem a questão da Parcela "A". O valor estimado em 31 de dezembro de 2015 é deR$38.482 (R$30.807 em 31 de dezembro de 2014).

Dentre as principais causas com risco de perda avaliadas como possível, destacamos as seguintes ações:

Existem processos de naturezas trabalhistas, cíveis e fiscais em andamento, cuja perda foi estimada como possível. Periodicamente estesprocessos são reavaliados, não requerendo a constituição de provisão nas demonstrações financeiras, demonstrados a seguir:

Passivo Ativo

Risco de perda possível

Total

Total

As obrigações são mensuradas pela melhor estimativa da Administração para o desembolso que seria exigido para liquidá-las na data dasdemonstrações financeiras. São atualizadas monetariamente mensalmente por diversos índices, de acordo com a natureza da provisão, e sãorevistas periodicamente com o auxílio dos assessores jurídicos da Companhia.

Risco de perda provável

Referem-se, principalmente, a pedidos de restituição dos valores pagos a título de majoração tarifária, efetuados pelos consumidores industriaisem decorrência da aplicação das Portarias DNAEE nº 38/86 e nº 45/86 - Plano Cruzado, que vigoraram de fevereiro a novembro daquele ano.Os valores originais estão atualizados de acordo com a sistemática praticada no âmbito do Poder Judiciário. O saldo em 31 de dezembro de2015 é de R$2.765 (R$2.103 em 31 de dezembro de 2014).

A Administração, com base em informações de seus assessores jurídicos e na análise das demandas judiciais pendentes, constituiu provisãoem montante considerado suficiente para cobrir as perdas estimadas como prováveis para as ações em curso, como segue:

Ativo

Trabalhistas

Fiscais

Constituição

Não circulanteCirculante

Circulante

Outros

Passivo

Trabalhistas

Depósito Judicial

Cíveis

Provisões

Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas

As Provisões são reconhecidas no balanço em decorrência de um evento passado, quando é provável que um recurso econômico seja requeridopara saldar a obrigação e que possa ser estimada de maneira confiável. As provisões são registradas com base nas melhores estimativas dorisco envolvido.

Cíveis


19.1.2.3

19.1.3

19.1.3.1

20

20.1

20.2

31/12/2015

Lucro líquido apurado no exercício 126.789

Constituição da reserva legal - 5% (6.339)

120.450

Destinação do lucro 120.450

Reserva de incentivo fiscal - SUDENE 2.080

Dividendos intermediários - JSCP 44.643

Lucros retidos a deliberar 73.727

20.3

Foi aprovada em Assembleia Geral Extraordinária - AGE, realizada em 29 de dezembro de 2015, o aumento de capital da Companhia no valorde R$206.757, sem emissão de novas ações, mediante a capitalização: (i) Reserva de capital no valor de R$80.420; (ii) Reserva legal até 2014no valor de R$84.283; e (iii) do crédito detido contra a Companhia, decorrente do dividendo mínimo obrigatório referente ao exercício de 2014 novalor de R$42.054.

O capital social em 31 de dezembro de 2015 é de R$650.572 (R$443.815 em 31 de dezembro de 2014) e está representado por 5.876.012ações ordinárias, sem valor nominal, integralmente detidas pela EDP - Energias do Brasil.

Em 21 de dezembro de 2015, o Conselho de Administração da Companhia aprovou o crédito de JSCP do exercício de 2015 no montante brutode R$44.643, sendo R$37.947 líquido de Imposto de renda, imputáveis aos dividendos a serem distribuídos pela Companhia na data depagamento a ser deliberada.

• A Companhia acompanha ação judicial em que um agente do setor requer o reconhecimento pela ANEEL de causas excludentes deresponsabilidade por atrasos no cronograma de suas obras. Em maio de 2015 foi proferida sentença: (i) reconhecendo as causas excludenteselencada pelo autor; (ii) determinando à ANEEL que adeque o cronograma de obras e (iii) declarando inexigíveis quaisquer penalidades. Amanutenção dos efeitos proferida nessa sentença, implicaria em um impacto financeiro na Companhia, no valor estimado em 31 de dezembro de2015 de R$118.881.

Por meio da ABRADEE, as Distribuidoras propuseram demanda judicial a fim de assegurar: (i) o não cumprimento de quaisquer decisõesjudiciais de cujas relações processuais não fizeram parte; e (ii) a não incidência de quaisquer sanções em virtude do não pagamento, naliquidação financeira do valor correspondente aos efeitos das referidas decisões judiciais. Atualmente aguarda-se decisão dos recursospropostos pelo autor.

• Diversas Prefeituras: A Companhia discute administrativa e judicialmente a cobrança de ISSQN supostamente incidente sobre os serviçosrelacionados à atividade de fornecimento de energia elétrica. Inclui também a exigência do pagamento sobre o espaço ocupado pelo sistema deposteamento das redes de energia elétrica e iluminação pública. Esses processos atualizados até 31 de dezembro de 2015 totalizam o montantede R$17.606 (R$16.796 em 31 de dezembro de 2014) e aguardam decisão em primeira instância.• Discussões administrativas e judiciais relativas às compensações não homologadas pela Receita Federal, com respaldo em créditosreconhecidos judicialmente, bem como de saldo negativo de IRPJ e CSLL, e decorrentes de pagamento a maior de IRPJ, CSLL, PIS e COFINSefetuados em 2001 em consequência da aplicação do Parecer COSIT 26/2002 (impostos sobre RTE), que somam em 31 de dezembro de 2015o valor de R$113.364 (R$110.415 em 31 de dezembro de 2014).

A distribuição de dividendos e juros sobre capital próprio é reconhecida como um passivo nas demonstrações financeiras da Companhia ao finaldo exercício, com base em seu estatuto social. Qualquer valor acima do mínimo obrigatório somente é reconhecido na data em que sãoaprovados em Assembleia Geral. O benefício fiscal dos juros sobre capital próprio é reconhecido na demonstração de resultado.Foi aprovada em Assembleia Geral Ordinária - AGO, realizada em 09 de abril de 2015, a destinação do lucro líquido referente ao exercício findoem 31 de dezembro de 2014 com a destinação de dividendos no valor de R$98.214. Deste montante, já haviam sido contabilizados em 2014R$42.053 (Nota 20.1), sendo a diferença de R$56.161 complementada na referida data como dividendos adicionais, entretanto, em 29 dedezembro de 2015 ocorrreu a reversão desta destinação conforme mencionado na nota 20.4.2.

Fiscais

A Companhia não possui capital autorizado, conforme estatuto social.

Dividendos

Trabalhistas

No dia 4 de agosto de 2015, por meio do julgamento do processo de arguição de inconstitucionalidade número 479-60.2011.5.04.0231, o Plenodo Tribunal Superior do Trabalho decidiu que os débitos trabalhistas devem ser atualizados com base na variação do Índice de Preços aoConsumidor Amplo Especial - IPCA-E, do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE. O índice será utilizado pelo Conselho Superior daJustiça do Trabalho - CSJT para a tabela de atualização monetária da Justiça do Trabalho (Tabela Única). Desta forma, o índice de correção desses débitos, que era a Taxa Referencial - TR, passa a ser o Índice de Preços ao Consumidor AmploEspecial - IPCA-E.

O novo índice deve ser aplicado em todas as ações trabalhistas que envolvem entes públicos e privados que discutem dívidas posteriores a 30de junho de 2009, que ainda não foram executadas ou houve o trânsito em julgado. Referida mudança resultaria em um aumento significativo naatualização monetária das provisões trabalhistas da Companhia. Em 14 de outubro de 2015, o Ministro do Supremo Tribunal Federal - STFdeferiu liminar para suspender os efeitos da decisão proferida pelo TST.

• A fiscalização do INSS lavrou notificações de cobrança da contribuição previdenciária versando sobre: (i) a desconsideração de autônomos etambém de outras pessoas jurídicas, argumentando a existência de vínculo empregatício entre esses prestadores de serviços e a Companhia; e(ii) a sua incidência sobre pagamentos realizados aos segurados empregados a título de PLR e bolsa de estudos. Essas notificações atualizadasaté 31 de dezembro de 2015 importam em R$7.711 (R$7.391 em 31 de dezembro de 2014) e atualmente aguardam decisão administrativa.

Risco de perda remotaAdicionalmente, existem processos de naturezas trabalhistas, cíveis e fiscais em andamento, cuja perda foi estimada como remota. Para estasações o saldo de depósitos judiciais em 31 de dezembro de 2015 é de R$3.931 (R$2.943 em 31 de dezembro de 2014).

Patrimônio líquido

Capital social

As ações ordinárias são classificadas como Capital social e deduzidas de quaisquer custos atribuíveis à emissão de ações, quando aplicável.

Destinação do lucro

As ações têm direito a dividendos mínimos de 25% do lucro líquido ajustado, na forma da lei, podendo a ele ser imputado o valor dos JurosSobre Capital Próprio - JSCP pagos ou creditados, individualmente aos acionistas, a título de remuneração do capital próprio, integrando omontante dos dividendos a distribuir pela Companhia, para todos os efeitos legais e nos termos da Lei nº 9.249/95, e regulamentação posterior.

A Companhia com base em parecer jurídico entende que essa alteração de atualização monetária para o período de junho de 2009 a 3 deagosto de 2015 é avaliada como risco de perda remota.

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Passivo 31/12/2014 JSCPAumento de

Capital 31/12/2015

EDP - Energias do Brasil 42.053 37.947 (42.054) 37.946

42.053 37.947 (42.054) 37.946

20.4Nota 31/12/2015 31/12/2014

Reservas de capital 20.4.1

Juros de obras em andamento 0 65.687

13.2.1.2 20.615 35.348

20.615 101.035

Reservas de lucros

Legal 6.339 84.285

Retenção de lucros 20.4.2 411.143 284.980

Lucros retidos à deliberar 20.4.3 73.727 126.161

Incentivos fiscais 20.4.4 17.636 15.556

508.845 510.982

20.4.1

20.4.2

20.4.3

20.4.4

20.5

Saldo em 31/12/2014 Ganhos Perdas

Provisão IRPJ/CSLL

Saldo em 31/12/2015

Ganhos e perdas atuariais - Benefícios pós-emprego (225.494) 37.712 (136.223) 0,00 (324.005)

Imposto de renda e Contribuição social diferidos 76.668 0,00 0,00 33.493 110.161

(148.826) 37.712 (136.223) 33.493 (213.844)

21

Em 29 de dezembro de 2015 a Companhia revisou a destinação do lucro líquido do exercício de 2014 e respectiva distribuição de dividendosque haviam sido aprovadas na AGO, realizada em 09 de abril de 2015, mediante a reversão da parcela dos dividendos declarados que excedeuo mínimo obrigatório no valor de R$56.161, para a rubrica de Reserva de retenção de lucros.

(ii) A energia fornecida e não faturada, correspondente ao exercício decorrido entre a data da última leitura e o encerramento do balanço, éestimada e reconhecida como receita não faturada;

Segue abaixo a movimentação do saldo de dividendos no exercício:

Reservas de capital

A Companhia aprovou o aumento de Capital no montante de R$206.757 conforme Assembleia Geral Extraordinária - AGE, realizada em 29 dedezembro de 2015, deste montante R$80.420 foi mediante a capitalização da Reserva de capital (Nota 20.1).

Incentivos fiscais

A Reserva de incentivos fiscais foi constituída por incentivos fiscais da Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste - SUDENE referenteà redução da alíquota de Imposto de Renda Pessoa Jurídica - IRPJ. O valor dessa subvenção governamental está sendo excluído da base decálculo dos dividendos, de acordo com o artigo 195-A da Lei nº 6.404/76 alterada pela Lei nº 11.638/07 (Nota 24.1).

Referem-se à contabilização de passivos oriundos de Benefícios pós-emprego relativos a ganhos e perdas atuariais, conforme estabelecido pelaDeliberação CVM nº 695/12 e regras estabelecidas no CPC 33 (R1), deduzido do respectivo Imposto de renda e Contribuição social diferidos.

Do saldo em 31 de dezembro de 2014 de R$126.161, R$70.000 foram transferidos para Reserva retenção de lucros (Nota 20.4.2) e R$56.161foram inicialmentes destinados a rubrica de Dividendos sendo posteriormente revertidos para a rubrica Reserva de retenção de lucros (Nota20.4.2).

Outros resultados abrangentes

Lucros retidos à deliberar

(i) As receitas de operações com energia elétrica e de serviços prestados são reconhecidas no resultado em função da sua realização. Umareceita não é reconhecida se há uma incerteza significativa na sua realização. O faturamento de energia elétrica para todos os consumidores econcessionárias é efetuado mensalmente, de acordo com o calendário de leitura e contratos de fornecimento, respectivamente;

Refere-se à parcela do lucro líquido do período excedente ao dividendo mínimo obrigatório deliberada em assembleia geral ou por outro órgãocompetente. É constituída conforme ICPC 08 (R1) e poderá ser destinada para pagamento de dividendos, retenção de lucros ou para aumentode capital.

(iv) A receita de ativos financeiros setoriais é reconhecida mensalmente pela diferença entre os custos pertencentes à Parcela A efetivamenteincorridos no resultado, daqueles reconhecidos na receita de operações com energia elétrica previstos na tarifa vigente pela ANEEL. Inclui osvalores a cobrar dos consumidores referente à incidência de PIS e COFINS, sobre esta receita; e(v) A receita de Subvenção é reconhecida quando da efetiva aplicação de descontos nas tarifas de unidades consumidoras beneficiadas porsubsídios governamentais (Nota 12.1) pela diferença entre a tarifa de referência da respectiva classe de consumo daquela efetivamente aplicadaa consumidores beneficiários desses subsídios.

Retenção de lucros

A Reserva de retenção de lucros tem sido constituída em conformidade com o artigo 196 da Lei nº 6.404/76, para viabilizar os Programas deInvestimentos da Companhia, previstos nos orçamentos de capital submetidos e aprovados nas Assembleias Gerais Ordinárias. Em 9 de abril de 2015, a AGO deliberou a constituição de reserva de retenção de lucros no montante de R$70.000 com a finalidade deinvestimentos, conforme orçamento de capital aprovado.

Ágio na incorporação de sociedade controladora

Reservas

Receitas

A movimentação de Outros resultados abrangentes no exercício é a seguinte:

O resultado é apurado em conformidade com o regime de competência. Os principais critérios de reconhecimento e mensuração, estãoapresentados a seguir:

(iii) O reconhecimento da receita de construção está diretamente associado às adições ao ativo intangível em formação (Direito de concessão -Infraestrutura), não sendo incorporada margem nesta atividade de construção assim classificada conforme a aplicação da ICPC 01 (R1) -Contratos de Concessão. A formação da receita de construção resulta da alocação das horas trabalhadas pelas equipes técnicas, dos materiaisutilizados, da medição da prestação de serviços terceirizados e outros custos diretamente alocados. O registro contábil dessa receita é efetuadoem contrapartida à Custo com construção da infraestrutura em igual montante (Nota 22);

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Nota 2015 2014 2015 2014 2015 2014

Fornecimento - Faturado

Residencial 1.152.580 1.111.855 2.261.076 2.236.140 872.155 524.163 Industrial 11.856 11.973 1.102.846 1.210.714 468.798 319.793 Comercial 121.013 119.726 1.484.811 1.449.467 615.937 376.178 Rural 177.539 170.738 839.270 724.432 184.274 90.977 Poder público 11.344 10.125 279.566 264.100 110.473 66.875 Iluminação pública 420 327 317.980 238.585 68.165 35.370 Serviço público 1.398 1.119 186.988 192.937 68.739 30.663 Consumo próprio 209 202 8.137 8.259 0 0

1.476.359 1.426.065 6.480.674 6.324.634 2.388.541 1.444.019 Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - Faturado

Consumidores cativos

Residencial 0 0 0 0 645.365 450.429 Industrial 0 0 0 0 235.784 153.571 Comercial 0 0 0 0 402.429 269.508 Rural 0 0 0 0 121.659 76.994 Poder público 0 0 0 0 70.923 47.478 Iluminação pública 0 0 0 0 48.343 19.989 Serviço público 0 0 0 0 35.094 19.588

Consumidores livres 81 75 3.991.018 4.091.236 378.400 258.375

81 75 3.991.018 4.091.236 1.937.997 1.295.932 Suprimento - Faturado 1 1 619.087 575.659 146.595 104.848 Energia de curto prazo 0 0 177.630 0 58.085 (314)

(-) Transferências 21.1

0 0 0 0 (8.153) (9.150)

0 0 0 0 (14.463) (11.755)

(22.616) (20.905) Não faturado

Fornecimento 0 0 0 0 18.586 15.342 Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - Faturado 0 0 0 0 18.652 13.577

37.238 28.919 Receitas sobre ativos financeiros setoriais 7

CVA 0 0 0 0 553.218 49.190 Itens financeiros - RTE 0 0 0 0 (215.407) 0Itens financeiros - Outros 0 0 0 0 34.683 162.733 PIS/COFINS 0 0 0 0 21.203 36.522

393.697 248.445 Receita de construção 22 0 0 0 0 155.758 155.866 Serviços cobráveis 0 0 0 0 7.359 3.675 Subvenções vinculadas ao serviço concedido 12.1 0 0 0 0 258.948 166.859 Arrendamentos e aluguéis 0 0 0 0 13.948 13.416 Outras receitas operacionais 0 0 0 0 4.267 6.821 Receita operacional bruta 1.476.441 1.426.141 11.268.409 10.991.529 5.379.817 3.447.581 (-) Deduções à receita operacional 0 0 0 0 0 0

Tributos sobre a receita 0 0 0 0 0 0ICMS 0 0 0 0 (1.026.321) (645.480) PIS/COFINS 0 0 0 0 (483.875) (298.175) ISS 0 0 0 0 (229) (190)

- - - - (1.510.425) (943.845) Encargos do consumidor

P&D e PEE 18.2 0 0 0 0 (27.790) (19.849) CDE 18.1 0 0 0 0 (584.114) (39.436) PROINFA - Consumidores Livres 0 0 0 0 (15.673) (15.606) Bandeiras tarifárias - CCRBT 18.3 e 4.1.1 0 0 0 0 (293.362) 0Outros encargos 0 0 0 0 (3.335) 0

- - - - (924.274) (74.891)

Receita 1.476.441 1.426.141 11.268.409 10.991.529 2.945.118 2.428.845

(*) Não revisado pelos auditores independentes.

21.1

Em 19 de junho de 2012, o TRF-1 concedeu efeito suspensivo ao Agravo de Instrumento interposto pela ANEEL, pelo que foi suspensa aantecipação de tutela originalmente concedida em primeiro grau e, com isso, restabeleceu-se a eficácia da Resolução Normativa ANEEL nº463/11. A ANEEL interpôs Agravo de Instrumento em face da decisão que deferiu a produção de prova pericial. No referido agravo, apósdecisão que negou seguimento ao recurso, a ANEEL interpôs agravo regimental, ainda pendente de julgamento.

(-) Transferência para obrigações especiais AIC - Excedente de reativos

(-) Transferência para obrigações especiais AIC - Ultrapassagem Demanda

Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Energia Reativa Excedente

R$MWh (*)Nº de consumidores (*)

Não obstante a essa determinação, a Companhia, por meio da ABRADEE, contestou judicialmente o tratamento dessas receitas.

Na opinião dos assessores jurídicos, a probabilidade de perda dessa ação é possível, no entanto, a Companhia efetuou no exercício o registrocontábil no montante de R$22.616 (R$20.905 em 2014), a débito da rubrica de Receita de fornecimento em contrapartida à Obrigaçõesespeciais, obrigação esta apresentada no âmbito do ICPC 01 como retificadora do Intangível.

A ANEEL, por meio da Resolução Normativa n° 463/11, determinou que os valores provenientes do faturamento de multas por Ultrapassagem de Demanda e consumo de Energia Reativa Excedente, a partir da revisão tarifária referente ao 3° ciclo de revisões tarifárias, no caso daCompanhia, a partir de 07 de agosto de 2013, seriam contabilizados como Obrigações especiais em curso, anteriormente registrado comoReceita operacional. Por ocasião do 4° ciclo de revisões tarifárias, 2016 no caso da Companhia, o valor acumulado nessa subconta, até a datado laudo de avaliação dos ativos, deverá ser transferido para a situação de em serviço em Obrigações especiais, quando então, receberá otratamento usual da contrapartida da depreciação dos respectivos ativos alocados como investimentos originários dessas Obrigações especiais.

Em primeira instância, foi proferido despacho em 21 de janeiro de 2015 suspendendo os autos até julgamento do agravo interposto pela ANEEL.

No dia 08 de fevereiro de 2012, a antecipação de tutela requerida pela ABRADEE na Ação Ordinária nº 003357.85.2012.4.01.3400, em cursojunto à 6ª Vara da JFDF, foi integralmente concedida. A decisão judicial foi no sentido de: a) suspender o tratamento das receitas deultrapassagem de demanda e excedentes de reativos constantes dos §§ 9 a 11 do item 3.1.1 (“Ultrapassagem de Demanda e Excedente deReativo”) do item 3.1 (“Receitas Inerentes ao Serviço de Distribuição”) do Submódulo 2.7 (“Outras Receitas”) anexo à Resolução NormativaANEEL nº 463/11; b) suspender a determinação de contabilização em separado dessas receitas como se obrigações especiais fossem; e c)deferir tutela de caráter inibitório para determinar que a ANEEL abstenha-se de praticar qualquer ato tendente a exigir cumprimento dasreferidas disposições (o que impede a adoção de medidas outras destinadas a produzir o mesmo efeito).

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22

2014

Não gerenciáveis

Moeda estrangeira - Itaipu 14.1 400.833 0 0 0 0 0 400.833 178.691

Moeda nacional 1.566.016 0 0 0 0 0 1.566.016 1.873.800

(23.888) 0 0 0 0 0 (23.888) (669.906)

137.738 0 0 0 0 0 137.738 120.755

Taxa de fiscalização 0 0 0 0 0 0 - 3.480

2.080.699 - - - - - 2.080.699 1.506.820

Gerenciáveis

0 92.161 199 0 40.715 0 133.075 128.219

Material 0 5.495 357 0 4.227 0 10.079 11.742 Serviços de terceiros 0 105.964 1.127 0 40.968 0 148.059 138.281

Depreciação 0 1 0 0 0 0 1 0Amortização 0 88.174 0 0 2.163 0 90.337 91.556

0 0 0 36.254 0 0 36.254 11.490 Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas 19.1.1 0 0 0 0 0 18.460 18.460 13.340 Aluguéis e arrendamentos 0 903 0 0 853 0 1.756 1.740

0 0 0 0 0 18.937 18.937 21.931 13.1 0 0 0 0 0 (49.781) (49.781) (8.444) 21 0 0 155.758 0 0 0 155.758 155.866

Outras 0 19.373 5 0 4.225 96 23.699 13.113

- 312.071 157.446 36.254 93.151 (12.288) 586.634 578.834

Total 2.080.699 312.071 157.446 36.254 93.151 (12.288) 2.667.333 2.085.654

23

Nota 2015 2014

Receitas financeiras

Renda de aplicações financeiras e cauções Renda de aplicações financeiras e cauções19.840 13.547 Variação monetária e acréscimo moratório da energia vendida Variação monetária e acréscimo moratório da energia 62.346 36.600 Atualização monetária depósitos judiciais Atualização monetária depósitos judiciais15.627 3.970 Atualização sobre os ativos/ passivos financeiros setoriais Atualização sobre os ativos/ passivos financeiros se7 20.772 1.582 Variações monetárias moeda estrangeira Variações monetárias moeda estrangeira10 1.504 Juros e multa sobre impostos Juros e multa sobre impostos18 986 16.293 Ajustes a valor presente Ajustes a valor presente16.1 0 599 (-) PIS/COFINS sobre Receitas financeiras (-) PIS/COFINS sobre Receitas financeiras1(1.888) 0Outras receitas financeiras Outras receitas financeiras16.677 6.169

104.360 80.264

Despesas financeirasVariação monetária e acréscimo moratório da energia comprada Variação monetária e acréscimo moratório da energia 23.1 (16.872) (6.576) Juros e multa sobre impostos Juros e multa sobre impostos28 (4.473) (2.216) Encargos de dívidas Encargos de dívidas1 (97.307) (79.084) Variações monetárias moeda nacional Variações monetárias moeda nacional2(10.672) (39) Operações de swap e hedge Operações de swap e hedge20 (2.986) Provisões e atualizações monetárias cíveis, fiscais, trabalhistas e outros Provisões e atualizações monetárias cíveis, fiscais,19.1.1 (10.474) (6.697) Variação monetária - Energia Livre Variação monetária - Energia Livre114.2 (5.087) (3.771) Ajustes a valor presente Ajustes a valor presente26.1 (676) 0Benefícios pós-emprego Benefícios pós-emprego117.1.1 e 17.2 (41.330) (51.691) (-) Juros capitalizados (-) Juros capitalizados213.2.2 603 5.380 Outras despesas financeiras Outras despesas financeiras1(29.404) (12.921)

(215.692) (160.601)

Total (111.332) (80.337)

23.1

Custo com construção da infraestruturaValor justo do ativo financeiro indenizável

Gastos operacionais

(i) Em atendimento às melhores práticas do mercado, conforme o Índice de Sustentabilidade Empresarial - ISE da BM&FBovespa, informamos o investimento em treinamentoda Companhia que é dividido em: desenvolvimento de lideranças; desenvolvimento de projetos corporativos; treinamentos e seminários técnicos e comportamentais; bolsasde estudo; e desenvolvimento de idiomas. Do valor total de R$133.075 da rubrica de Pessoal, Administradores e Entidade de previdência privada, R$100 (R$856 em 31 dedezembro de 2014) referem-se a treinamentos.

A Companhia apresenta os gastos operacionais por função na Demonstração de resultados, conforme requerido no artigo 187 da Lei nº6.404/76. É apresentado a seguir o detalhamento por natureza do gasto, conforme requerido pelo CPC 26.

A variação apresentada na rubrica é proveniente, substancialmente, da variação cambial pela compra de energia de Itaipu que é comercializadaem Dólar. No ano de 2015 o Dólar apresentou a cotação média de R$3,34, enquanto que no exercício de 2014, esta cotação média era deR$2,35.

Com energia elétrica Outras

Energia elétrica comprada para revenda

Com vendas

2015

Ressarcimento CDE / CCEE / CONER

Gerais e administra-

tivas Total

Custo do serviço

PCLD / perdas líquidas

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens

De operação

Resultado financeiro

Despesas operacionais

Prestado a terceiros Total

Encargos de uso da rede elétrica

Pessoal, Administradores e Entidade de previdência privada (i)

Variação monetária e acréscimo moratório da energia comprada

Os gastos operacionais são reconhecidos e mensurados: (i) em conformidade com o regime de competência, apresentados líquidos dosrespectivos créditos de PIS e COFINS; (ii) com base na associação direta da receita; e (iii) quando não resultarem em benefícios econômicosfuturos.

Nota

�


24

Nota 2015 2014

Lucro antes do IRPJ e CSLL 166.453 262.854 Alíquota 34% 34%IRPJ e CSLL (56.594) (89.370)

Ajustes para refletir a alíquota efetiva

IRPJ e CSLL sobre adições e exclusões permanentes 0 0Doações (324) (297) Perdas indedutíveis (455) 128 Juros sobre o capital próprio 15.178 0Outras (132) (432)

Outros 0 0IRPJ e CSLL diferidos não reconhecidos (271) (390) Ajustes na DIPJ referente exercício social anterior 408 4.534

SUDENE 24.1 2.080 4.282 Outras 446 266

Despesa de IRPJ e CSLL (39.664) (81.279) Alíquota efetiva 23,83% 30,92%

24.1

25

2015 2014

126.789 181.575

5.876 5.876

Resultado básico/ diluído por ação (reais/ações) 21,57739 30,90106

26

26.1 Instrumentos financeiros

Média ponderada do número de ações ordinárias em poder dos acionistas controladores (mil)

Resultado líquido do exercício atribuível aos acionistas

A Companhia mantém operações com instrumentos financeiros. A administração desses instrumentos é efetuada por meio de estratégiasoperacionais e controles internos visando assegurar crédito, liquidez, segurança e rentabilidade. A contratação de instrumentos financeiros como objetivo de proteção é feita por meio de uma análise periódica da exposição aos riscos financeiros (câmbio, taxa de juros e etc.), a qual éreportada regularmente por meio de relatórios de risco disponibilizados à Administração.

As despesas com Imposto de renda e Contribuição social compreendem os impostos correntes e diferidos, sendo reconhecidos no resultadoexceto aqueles que estejam relacionados a itens diretamente reconhecidos no Patrimônio líquido.

A administração dos riscos associados a estas operações é realizada por meio da aplicação de políticas e estratégias definidas pelaAdministração e incluem o monitoramento dos níveis de exposição de cada risco de mercado, previsão de fluxos de caixa futuros eestabelecimento de limites de exposição. Essa política determina também que a atualização das informações em sistemas operacionais, assimcomo a confirmação e operacionalização das transações junto às contrapartes, sejam feitas com a devida segregação de funções.

A baixa pode acontecer em função de cancelamento, pagamento, recebimento ou quando os títulos expirarem.

Instrumentos financeiros são definidos como qualquer contrato que dê origem a um ativo financeiro para a entidade e a um passivo financeiro ouinstrumento patrimonial para outra entidade.

No exercício de 2015, a Companhia não operou com instrumentos financeiros passivos conversíveis em ações próprias ou transações quegerassem efeito diluível ou antidiluível sobre o resultado por ação do período. Dessa forma, o resultado “básico” por ação que foi apurado para oexercício é igual ao resultado “diluído” por ação segundo os requerimentos do CPC 41. O cálculo do resultado “básico e diluído” por ação édemonstrado na tabela a seguir:

O resultado básico por ação da Companhia para os períodos apresentados é calculado pela divisão do resultado atribuível aos titulares de açõesordinárias da Companhia pelo número médio ponderado de ações ordinárias em poder dos acionistas.

Imposto de renda e Contribuição social

Resultado por ação

SUDENEEm 23 de março de 2010, a Companhia obteve, junto à Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste - SUDENE, Laudo Constitutivo nº26/10, atestando o atendimento a todas as condições e requisitos legais exigidos para o reconhecimento do direito à redução de 75% daalíquota do Imposto de Renda e Adicionais não restituíveis, calculados com base no lucro da exploração relativo aos municípios da região nortedo estado, integrantes da área de atuação da SUDENE, por um período de 10 anos a partir do exercício social de 2010, protocolado na Unidadeda Receita Federal do Brasil - RFB, com jurisdição sobre o município de sua sede.

Essa subvenção governamental é reconhecida no resultado do exercício. Em atendimento ao que determina a Portaria 2.091-A de 28 dedezembro de 2007 do Ministério da Integração Nacional, órgão que regulamenta o benefício, o valor do imposto de renda que deixou de serpago não poderá ser distribuído aos sócios ou acionistas, tendo sido transferido para a rubrica de incentivos fiscais na reserva de lucro, o qualsomente poderá ser utilizado para absorção de prejuízo ou aumento de capital social.

Estes instrumentos financeiros são reconhecidos imediatamente na data de negociação, ou seja, na concretização do surgimento da obrigaçãoou do direito e são inicialmente registrados pelo valor justo acrescido ou deduzido de quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis.

Em atendimento à Política de Gestão de Riscos Financeiros do Grupo EDP - Energias do Brasil, e com base nas análises periódicasconsubstanciadas nos relatórios de risco, são definidas estratégias específicas de mitigação de riscos financeiros, as quais são aprovadas pelaAdministração, para operacionalização da referida estratégia. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das condiçõescontratadas versus condições vigentes no mercado por meio de sistemas operacionais integrados à plataforma SAP. A Companhia não efetuaaplicações de caráter especulativo, em derivativos ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados obtidos com estas operações estãocondizentes com as políticas e estratégias definidas pela Administração da Companhia.

Os incentivos fiscais mencionados acima estão registrados nas demonstrações financeiras da Companhia conforme requerido pelo CPC 07 (R1)Subvenção e Assistência Governamentais.

Instrumentos financeiros e Gestão de riscos

O imposto de renda registrado no resultado é calculado com base nos resultados tributáveis (lucro ajustado), às alíquotas aplicáveis segundo alegislação vigente (15%, acrescida de 10% sobre o resultado tributável que exceder R$240 anuais). A contribuição social registrada no resultadoé calculada com base nos resultados tributáveis (lucro ajustado), por meio da aplicação da alíquota de 9%. Ambos consideram a compensaçãode prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, limitada a 30% do lucro real, quando aplicável.

Instrumentos financeiros são baixados desde que os direitos contratuais aos fluxos de caixa expirem, ou seja, a certeza do término do direito ouda obrigação de recebimento, da entrega de caixa, ou título patrimonial. Para essa situação a Administração, com base em informaçõesconsistentes, efetua registro contábil para liquidação.

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26.1.1

31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014

Nota Níveis

Ativos financeiros

Valor justo por meio do resultado

Caixa e equivalentes de caixa Ca

5

Aplicações financeiras - renda fixa Ap

Aplicações financeiras - renda fixa1Nível 2 72.858 143.249 72.858 143.249

Disponível para venda Di

Disponível para venda10,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Ativo financeiro indenizável At

13.1 Ativo financeiro indenizável1Nível 3 709.485 594.212 709.485 594.212

Ativos financeiros setoriais At

7 Ativos financeiros setoriais1Nível 2 263.968 250.027 263.968 250.027

Ativos mantidos até o vencimento At

Ativos mantidos até o vencimento10,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cauções e depósitos vinculados Ca

11 Cauções e depósitos vinculados10,00 186 1.694 186 1.694

Empréstimos e recebíveis Empréstimos e recebíveis10,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Caixa e equivalentes de caixa Ca

5

Bancos conta movimento Ba

Bancos conta movimento10,00 155.987 86.791 155.987 86.791

Consumidores e concessionárias Co

6 Consumidores e concessionárias10,00 700.099 484.190 700.099 484.190

Outros créditos - Partes relacionadas 12 Outros créditos - Partes relacionadas10,00 98 36 98 36

00 1.902.681 1.560.199 1.902.681 1.560.199

Passivos financeiros Pa

Passivos financeiros1

Outros ao custo amortizado Outros ao custo amortizado1

Fornecedores Fo

14 Fornecedores10,00 424.494 386.292 424.494 386.292

Debêntures De

15 Debêntures10,00 193.630 183.884 185.470 183.884

16 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas10,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Moeda nacional Mo

Moeda nacional10,00 634.385 673.769 639.251 682.626

Outras contas a pagar - Partes relacionadas Ou

12 Outras contas a pagar - Partes relacionadas10,00 229 247 229 247

1.252.738 1.244.192 1.249.444 1.253.049

26.1.2

Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas

• Outros ao custo amortizado

São designados para essa categoria os ativos e passivos financeiros cujo o registro é o montante pelo qual os mesmos são mensurados em seureconhecimento inicial, menos as amortizações de principal, mais os juros acumulados calculados com base no método da taxa de juros efetivamenos qualquer redução por ajuste ao valor recuperável ou impossibilidade de recebimento.

Valor justo

Valor justo é o preço que seria recebido pela venda de um ativo ou que seria pago pela transferência de um passivo em uma transação nãoforçada entre participantes do mercado na data de mensuração.

• Instrumentos mantidos até o vencimento

Um instrumento é classificado pelo valor justo por meio do resultado se for mantido para negociação, ou seja, designado como tal quando doreconhecimento inicial, e se a Companhia gerencia os investimentos e toma as decisões de compra e venda com base em seu valor justo deacordo com a estratégia de investimento e gerenciamento de risco documentado pela Companhia. Após reconhecimento inicial, custos detransação atribuíveis são reconhecidos nos resultados quando incorridos.• Empréstimos e recebíveis

Para apuração do valor justo, a Companhia projeta os fluxos dos instrumentos financeiros até o término das operações seguindo as regrascontratuais, inclusive para taxas pós-fixadas e utiliza como taxa de desconto o Depósito Interbancário - DI futuro divulgado pela BM&FBovespa,exceto quando outra taxa for indicada na descrição das premissas para o cálculo do valor justo. Este procedimento pode resultar em um valorcontábil diferente do seu valor justo. Essas diferenças ocorrem principalmente em virtude desses instrumentos apresentarem prazos deliquidação longos e custos diferenciados em relação às taxas de juros praticadas atualmente para contratos similares.

As informações adicionais sobre as premissas utilizadas na apuração dos valores justos são divulgadas a seguir levando em consideração seusprazos e relevância de cada instrumento financeiro:

(i) Debêntures, Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas: são mensurados por meio de modelo de precificação aplicadoindividualmente para cada transação levando em consideração os fluxos futuros de pagamento, com base nas condições contratuais,descontados a valor presente por taxas obtidas por meio das curvas de juros de mercado. Desta forma, o valor de mercado de um títulocorresponde ao seu valor de vencimento (valor de resgate) trazido a valor presente pelo fator de desconto;

• Instrumentos financeiros ao valor justo por meio do resultado

• Instrumentos disponíveis para venda

São designados para essa categoria somente os ativos não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis que não estão cotados em ummercado ativo, reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custo de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial,os empréstimos e recebíveis são medidos pelo método do custo amortizado por meio do método dos juros efetivos, decrescidos de qualquerperda por redução ao valor recuperável.

Valor contábil

Posteriormente ao reconhecimento inicial, são mensurados conforme descrito abaixo:

Classificação dos instrumentos financeiros

Se a Companhia tem a intenção e capacidade de manter até o vencimento seus instrumentos financeiros, esses são classificados comomantidos até o vencimento. Investimentos mantidos até o vencimento são mensurados pelo custo amortizado utilizando o método da taxa dejuros efetiva, deduzido de eventuais reduções em seu valor recuperável.

Valor justo

Algumas operações com instrumentos financeiros da Companhia apresentam saldo contábil equivalente ao valor justo em função desses valorespossuírem características substancialmente similares aos que seriam obtidos se fossem negociados no mercado. No caso dos Empréstimos,financiamentos e encargos de dívidas, de acordo com o CPC 12, não é aplicável a técnica de ajuste a valor presente a contratos com o BNDESdecorrente destes contratos possuírem características próprias.

São designados nesta categoria os ativos financeiros não derivativos que são designados como disponíveis para venda ou que não sãoclassificados em nenhuma das categorias anteriores.

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26.1.3

26.2

26.2.1

26.2.1.1

Cenário (I) Cenário (II) Cenário (III) Cenário (IV) Cenário (V)

Risco Até 1 ano 2 a 5 anosAcima de 5

anos ProvávelAumento do risco em 25%

Aumento do risco em

50%

Redução do risco em

25%

Redução do risco em

50%

Aplicação financeira - CDB CDI 12.019 0 0 12.019 3.005 6.009 (3.005) (6.009)

Aplicação financeira - Debêntures CDI 9.500 0 0 9.500 2.375 4.750 (2.375) (4.750)

Instrumentos financeiros ativos CDI 21.519 - - 21.519 5.380 10.759 (5.380) (10.759)

Debêntures CDI (28.801) (78.609) 0 (107.410) (23.331) (46.284) 23.743 47.919

Empréstimos e financiamentos - CCB CDI (34.355) (41.818) 0 (76.173) (16.262) (32.111) 16.702 33.871

Instrumentos financeiros passivos CDI (63.156) (120.427) - (183.583) (39.593) (78.395) 40.445 81.790

(41.637) (120.427) - (162.064) (34.213) (67.636) 35.065 71.031

TJLP (7.316) (13.157) (912) (21.385) (2.236) (6.117) 2.236 6.117

Instrumentos financeiros passivos TJLP (7.316) (13.157) (912) (21.385) (2.236) (6.117) 2.236 6.117

IPCA (10.331) (22.262) (3.546) (36.139) (5.973) (11.946) 5.973 11.946

Instrumentos financeiros passivos IPCA (10.331) (22.262) (3.546) (36.139) (5.973) (11.946) 5.973 11.946

As análises de sensibilidade tem como objetivo mensurar o impacto às mudanças nas variáveis de mercado sobre cada instrumento financeiroda Companhia. Não obstante, a liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em valores diferentes dos estimadosdevido à subjetividade contida no processo utilizado na preparação dessas análises. As informações demonstradas no quadro, mensuramcontextualmente o impacto nos resultados da Companhia em função da variação de cada risco destacado.

(c) Nível 3 - para o ativo ou passivo que são baseados em variáveis não observáveis no mercado. São geralmente obtidas internamente ou emoutras fontes não consideradas de mercado.

Mensuração a valor justo de instrumentos financeiros

Em atendimento aos Ofício-Circular/CVM/SNC/SEP nº 3/09, Ofício-Circular/CVM/SNC/SEP nº 2/11 e Instrução CVM nº 475/08, quando aplicável,a Companhia efetua avaliação de seus instrumentos financeiros.

A política de gestão de riscos da EDP - Energias do Brasil abrange todas as suas unidades de negócios e está alinhada à estratégia do GrupoEDP em suas operações no mundo. Cabe ao Comitê de Risco, garantir a governança do processo e atuar como elo entre a alta direção e aoperação rotineira. Sua função é gerenciar e supervisionar todos os fatores de risco que possam provocar impactos nas atividades e nosresultados da Companhia, além de propor metodologias e melhorias ao sistema de gestão.

Operação

Os indicadores tiveram seus intervalos conforme apresentado a seguir: CDI entre 10,75% e 15,75% a.a.; IPCA entre 4,23% e 10,30% a.a.; eTJLP entre 6,00% e 7,50% a.a..

Empréstimos e financiamentos - BNDES e CALC

As curvas futuras dos indicadores financeiros CDI, TJLP e IPCA estão em acordo com o projetado pelo mercado e alinhadas com a expectativada Administração da Companhia.

Empréstimos e financiamentos - BNDES e CALC

No quadro a seguir foram considerados cenários dos indexadores utilizados pela Companhia, com as exposições aplicáveis de flutuação detaxas de juros e outros indexadores até as datas de vencimento dessas transações, com o cenário I (provável) o adotado pela Companhia,baseado fundamentalmente em premissas macroeconômicas obtidas do relatório Focus do Banco Central, os cenários II e III com 25% e 50% deaumento do risco, respectivamente, e os cenários IV e V com 25% e 50% de redução, respectivamente.

Análise de sensibilidade

Risco de mercadoO risco de mercado é apresentado como a possibilidade de perdas monetárias em função das oscilações de variáveis que tenham impacto empreços e taxas negociadas no mercado. Essas flutuações geram impacto a praticamente todos os setores e, portanto, representam fatores deriscos financeiros.

A metodologia aplicada na segregação por níveis para o valor justo dos instrumentos financeiros da Companhia classificados como valor justopor meio do resultado e disponíveis para venda, foi baseada em uma análise individual buscando no mercado operações similares àscontratadas e observadas. Os critérios para comparabilidade foram estruturados levando em consideração prazos, valores, carência,indexadores e mercados atuantes. Quanto mais simples e fácil o acesso à informação comparativa mais ativo é o mercado, quanto mais restritaa informação, mais restrito é o mercado para mensuração do instrumento. Não houve alteração nas classificações dos níveis de Instrumentosfinanceiros no exercício.

A hierarquização dos instrumentos financeiros por meio do valor justo regula a necessidade de informações mais consistentes e atualizadas como contexto externo à Companhia. São exigidos como forma de mensuração para o valor justo dos instrumentos da Companhia:

(b) Nível 2 - diferentes dos preços negociados em mercados ativos incluídos no Nível 1 que são observáveis para o ativo ou passivo, direta ouindiretamente; e

Deve-se considerar que a Companhia está exposta a oscilação da taxa SELIC e da inflação, podendo ter um custo maior na realização dessasoperações. A Companhia não possui exposições à variação cambial e juros atreladas a dívidas em moeda estrangeira.

Aging cenário provável

Os Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas e Debêntures captados pela Companhia apresentados nas notas 15 e 16, possuemcomo contraparte o agente fiduciário Pentágono S.A., a Eletrobrás e os bancos BNDES, Banco do Brasil e Citibank. As regras contratuais paraos passivos financeiros adquiridos pela Companhia criam fundamentalmente riscos atrelados a essas exposições. Em 31 de dezembro de 2015a Companhia possui risco de mercado associado à TJLP, CDI e IPCA.

Gestão de riscos

(a) Nível 1 - preços negociados em mercados ativos para ativos ou passivos idênticos;

Considerando que a taxa de mercado (ou custo de oportunidade do capital) é definida por agentes externos, levando em conta o prêmio de riscocompatível com as atividades do setor e que, na impossibilidade de buscar outras alternativas ou diferentes hipóteses de mercado e/oumetodologias para suas estimativas, face aos negócios da empresa e às peculiaridades setoriais, o valor de mercado de Empréstimos,financiamentos e encargos de dívida e Debêntures diferem do seu valor contábil.

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26.2.2

31/12/2014

Até 1 mêsDe 1 a 3 meses

De 3 meses a 1 ano De 1 a 5 anos

Mais de 5 anos Total Total

Passivos Financeiros

Fornecedores 330.144 94.262 88 0 0 424.494 386.292

Outras contas a pagar - Partes relacionadas 0 0 0 229 0 229 247

Debêntures 0 0 9.102 176.368 0 185.470 183.884

Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas 0 0 123.129 425.626 90.496 639.251 682.626

330.144 94.262 132.319 602.223 90.496 1.249.444 1.253.049

26.2.2.1

26.2.3

O risco de liquidez evidencia a capacidade da Companhia em liquidar as obrigações assumidas. Para determinar a capacidade financeira daCompanhia em cumprir adequadamente os compromissos assumidos, os fluxos de vencimentos dos recursos captados e de outras obrigaçõesfazem parte das divulgações. Informações com maior detalhamento sobre as debêntures e empréstimos captados pela Companhia sãoapresentados nas notas 15 e 16.

Covenants são indicadores econômico-financeiros de controle da saúde financeira da Companhia exigidos nos contratos de ingresso derecursos. O não cumprimento dos covenants impostos nos contratos de empréstimos e financiamentos pode acarretar em um desembolsoimediato ou vencimento antecipado de uma obrigação com fluxo e periodicidade definidos. A relação dos covenants por contrato aparecemdescritos individualmente nas notas 15 e 16. Até 31 de dezembro de 2015 todos os covenants das obrigações contratadas foram atendidos emsua plenitude.

Os riscos de liquidez atribuídos às rubricas de Empréstimos, financiamentos e Debêntures referem-se a Juros futuros e, consequentemente, nãocontabilizados, encontram-se demonstrados na nota 28.1.

A Companhia também gerencia o risco de liquidez por meio do monitoramento contínuo dos fluxos de caixa previstos e reais, bem como pelaanálise de vencimento dos seus passivos financeiros. A tabela abaixo detalha os vencimentos contratuais para os passivos financeirosregistrados em 31 de dezembro de 2015, incluindo principal e juros, considerando a data mais próxima em que a Companhia espera liquidar asrespectivas obrigações.

Vencimento antecipado de dívidas

A Companhia possui contratos de financiamento com cláusulas restritivas (Covenants) , normalmente aplicável a esse tipo de operação,relacionada ao atendimento de índice financeiro.

A matriz energética brasileira é predominantemente hídrica e um período prolongado de escassez de chuva reduz o volume de água nosreservatórios das usinas hidrelétricas, ocasionando, além de um risco de racionamento de energia, um aumento no custo de aquisição deenergia no mercado de curto prazo e na elevação nos valores de encargos de sistema elétrico em decorrência do aumento do despacho dasusinas termoelétricas, gerando maior necessidade de caixa e consequentemente de aumentos tarifários futuros para a recomposição doequilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão.

Os ativos financeiros mais expressivos da Companhia são demonstrados nas rubricas Caixa e equivalentes de caixa (Nota 5), Consumidores econcessionárias (Nota 6), Ativo financeiro indenizável (Nota 13.1) e Ativos financeiros setoriais (Nota 7). A Companhia, em 31 de dezembro de2015, tem em Caixa um montante cuja disponibilidade é imediata e Equivalentes de caixa que são aplicações financeiras de liquidez imediataque são prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa. Para Consumidores e concessionárias, os saldos compreendem umfluxo estimado para os recebimentos. Para Ativo financeiro indenizável, o saldo apresentado corresponde ao valor a receber do PoderConcedente ao final da concessão e está mensurado pelo valor novo de reposição. Os Ativos financeiros setoriais serão homologados peloPoder Concedente e recebidos por meio da tarifa nos próximos reajustes ou revisões tarifárias.

Risco de liquidez

A Administração da Companhia somente utiliza linhas de créditos que possibilitem sua alavancagem operacional. Essa premissa é afirmadaquando observamos as características das captações efetivadas.

31/12/2015

Além do controle de covenants atrelado ao risco de liquidez, existem garantias contratadas (Nota 28.2) para as rubricas de Empréstimos,financiamentos e Debêntures. Essas garantias contratuais são o máximo que a Companhia pode ser exigida a liquidar, conforme os termos doscontratos de garantia financeira, caso o valor total garantido seja executado pela contraparte decorrente de falta de pagamento. Para a rubricade Compra de Energia, as garantias estão vinculadas, em sua maioria, aos recebíveis da Companhia, passiveis de alteração decorrente deeventuais perdas de crédito nestes recebíveis.

A Administração entende que as operações de aplicações financeiras contratadas não expõem a Companhia a riscos significativos quefuturamente possam gerar prejuízos materiais.

Estratégias específicas de mitigação de riscos financeiros em atendimento à Política de Gestão de Riscos Financeiros do Grupo EDP - Energiasdo Brasil, são realizadas periodicamente baseadas nas informações extraídas dos relatórios de riscos.

Outra importante fonte de risco de crédito é associada às aplicações financeiras. A administração desses ativos financeiros é efetuada por meiode estratégias operacionais com base nas políticas e controles internos visando assegurar liquidez, segurança e rentabilidade.

Risco de crédito

A principal ferramenta na mitigação do risco de não realização dos ativos financeiros é a suspensão do fornecimento de energia elétrica aosconsumidores inadimplentes. Anterior a essa etapa a Companhia realiza métodos tradicionais de cobrança por meio de cobrançasadministrativas, notificações na fatura, entre outras. A Companhia oferece diversos canais de atendimento para facilitar o contato com oconsumidor, dentre elas, call centers , lojas de atendimento presencial e internet.

O risco de crédito compreende a possibilidade da Companhia não realizar seus direitos. Essa descrição está diretamente relacionada às rubricasde Caixa e equivalentes de caixa, Consumidores e concessionárias, Cauções e depósitos vinculados, entre outras.

As decisões sobre aplicações financeiras são orientadas por uma Política de Gestão de Riscos Financeiros da Companhia, que estabelececondições e limites de exposição a riscos de mercado avaliados por agências especializadas. A política determina níveis de concentração deaplicações em instituições financeiras de acordo com o rating do banco e o montante total das aplicações da Companhia, de forma a manteruma proporção equilibrada e menos sujeita a perdas.

O atendimento e aceite ao novo consumidor cativo dentro da área de atuação da concessionária que presta o serviço na região é regraintegrante do contrato de concessão.

A pulverização da venda de energia elétrica a essa base consumidora atribui menor volatilidade aos recebimentos da Companhia, pode-se levarem face a composição de 11,32% de estimativas de não realização dos créditos conforme nota 6.

No setor de energia elétrica as operações realizadas estão direcionadas ao regulador que mantém informações ativas sobre as posições deenergia produzida e consumida. As comercializações são geradas a partir de leilões, contratos, entre outros e esse mecanismo agregaconfiabilidade e controla a inadimplência entre participantes setoriais. Os contratos de concessão de distribuição priorizam o atendimentoabrangente do mercado, sem que haja qualquer exclusão das populações de baixa renda e das áreas de menor densidade populacional.

Para a distribuição de energia elétrica o instrumento financeiro capaz de expor a Companhia ao risco de crédito é o Contas a receber deconsumidores. As regras para composição da provisão para créditos de liquidação duvidosa atendem à fundamentação disposta pelo reguladore premissas aprovadas pela Administração da Companhia.

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27

28

28.1

31/12/2014

2016 2017 a 2018 2019 a 2020 A partir de 2021 Total geral Total geral

1.454 713 0 0Responsabilidades com locações operacionais1 2.167 2.865

2.055.227 3.591.310 3.306.482 12.119.790 Obrigações de compra1 21.072.809 16.680.793

1.506.023 2.863.468 2.683.009 10.935.765 Compra de energia1 17.988.265 15.076.519

137.192 357.603 367.526 1.183.789 Encargos de conexão e transporte de energia1 2.046.110 1.082.492

412.012 370.239 255.947 236 Materiais e serviços1 1.038.434 521.782

86.430 114.656 33.302 5.544 bêntures1

239.932 160.001

2.143.111 3.706.679 3.339.784 12.125.334 0 21.314.908 16.843.659

31/12/2014

2016 2017 a 2018 2019 a 2020 A partir de 2021 Total geral Total geral

1.224 625 0 0Responsabilidades com locações operacionais2 1.849 2.699

1.811.340 3.432.375 3.568.669 21.280.702 Obrigações de compra2 30.093.086 30.361.613

1.334.589 2.744.550 2.913.982 19.626.241 Compra de energia2 26.619.362 28.268.409

129.916 363.531 413.555 1.654.220 Encargos de conexão e transporte de energia2 2.561.222 1.594.019

346.835 324.294 241.132 241 Materiais e serviços2 912.502 499.185

88.375 136.662 45.198 8.933 bêntures2

279.168 176.987

1.900.939 3.569.662 3.613.867 21.289.635 0 30.374.103 30.541.299

28.2

Tipo de garantia Modalidade 31/12/2015 31/12/2014

Aval de acionista Seguro de vida 106.406 101.470

Depósito caucionado Compra de energia 186 1.693

Ações judiciais 149.563 151.291

Compra de energia 272 347

Fiança corporativa Empréstimos e financiamentos 295.368 68.572

Compra de energia 84.413 112.125

Empréstimos e financiamentos 38.795 48.978

Outros 12.884 12.844

Notas promissórias Empréstimos e financiamentos 344.596 255.335

Seguro garantia Ações judiciais 300 68

1.032.783 752.723

29

Valor em risco

Limite máximo de indenização

Valor em risco

Limite máximo de indenização

Subestações 416.703 24.000 396.835 24.000

Almoxarifados 21.595 21.595

Prédios e conteúdos (próprios) 20.912 25.600

Prédios e conteúdos (terceiros) 11.066 6.378

Transportes (materiais) 0,00 0,00 2.500 2.500

Transportes (veículos) 1.600 1.600 1.600 1.600

Acidentes pessoais 106.406 (*) 101.470 (*)

(*) Em acidentes pessoais o valor de indenização será de 24 vezes o salário do colaborador, sendo um limite mínimo de R$51 e o limite máximo de R$517.

Compromissos contratuais e Garantias

Fiança bancária

Os compromissos contratuais referidos no quadro abaixo refletem os mesmos compromissos contratuais demonstrados acima, todavia, estãoatualizados com as respectivas taxas na data-base de 31 de dezembro de 2015, ou seja, sem projeção dos índices de correção, e não estãoajustados a valor presente.

31/12/2015

Responsabilidades com locações operacionais

Obrigações de compra

Compra de energia

Encargos de conexão e transporte de energia

Materiais e serviços

Juros vincendos de empréstimos, financiamentos e debêntures

Os compromissos contratuais referidos no quadro abaixo refletem essencialmente acordos e compromissos necessários para o decurso normalda atividade operacional da Companhia, inclusive aqueles compromissos contratuais que ultrapassam a data final da concessão, atualizadoscom as respectivas taxas projetadas e ajustados ao valor presente pela taxa que corresponde o custo médio de capital (WACC) do Grupo EDP.

Obrigações de compra

Compromissos contratuais

31/12/2015

Recebíveis

Juros vincendos de empréstimos, financiamentos e debêntures

Em 31 de dezembro de 2015 a Companhia apresenta os compromissos contratuais, não reconhecidos nas demonstrações financeiras, e estãoapresentados por maturidade de vencimento.

Garantias

Responsabilidades com locações operacionais

Materiais e serviços

Compra de energia

Encargos de conexão e transporte de energia

Transações não envolvendo caixa

Em conformidade com o CPC 03 (R2) as transações de investimento e financiamento que não envolveram o uso de caixa ou equivalentes decaixa não devem ser incluídas na demonstração dos fluxos de caixa.

No exercício a Companhia realizou as seguintes transações: (i) constituição de dividendos no valor de R$37.947; (ii) capitalização de juros deempréstimos e financiamentos ao intangível no valor de R$603; e (iii) aumento de capital social com capitalização de reservas e dividendos novalor de R$206.757. Todas estas atividades não envolveram movimentação de caixa e, portanto, não estão refletidas na demonstração do fluxode caixa.

Cobertura de Seguros

A Companhia mantém apólices de seguros com coberturas determinadas por orientação de especialistas e regidas por norma de contratação emanutenção de seguros aprovado pela Diretoria do Grupo EDP – Energias do Brasil. A contratação de seguros leva em consideração a naturezae o grau de risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas sobre seus ativos e responsabilidades.

As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo da revisão das demonstrações financeiras e,consequentemente, não foram analisadas pelos auditores independentes.

Os principais valores em risco com coberturas de seguros são:

31/12/2015

53.574

31/12/2014

25.600

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30.1

30.2Em janeiro de 2016 ocorreu a decisão judicial positiva às Distribuidoras no âmbito da Suspensão de Sentença proposta pela ANEEL, bem comoa contabilização da CCEE, a contingência classificada em 31 de dezembro de 2015 como Provisões Possíveis - Cíveis no valor de R$118.881(Nota 19.1.2.2) passou a ser considerada como perda remota.

Eventos subsequentes

Provisões Cíveis

A Companhia possui seguro patrimonial das subestações onde, dentre os itens segurados, destacam-se máquinas e equipamentos detransmissão e distribuição de energia elétrica.

A EDP - Energias do Brasil possui cobertura de Responsabilidade Civil estendida para a Companhia com os limites conforme apresentadosabaixo:(i) Responsabilidade civil geral, com cobertura de até R$20.000;

(ii) Responsabilidade civil ambiental, com cobertura de até R$17.572; e

(iii) Responsabilidade civil de administradores e diretores, com cobertura de até R$77.565.

Em reuniões do Conselho de Administração realizadas em 29 de dezembro de 2015 e em 27 de janeiro de 2016, foi aprovada a emissão de12.000 debêntures simples, totalizando o valor de R$120.000, sendo a 4ª emissão, não conversíveis em ações, em série única, da espéciequirografária, junto ao Banco Votorantim, em conformidade com a Instrução CVM nº 476/09, pelo prazo de 48 meses, com custo de CDIacrescido de 2,30% a.a., amortização semestral a partir do 24º mês e juros semestrais a partir da emissão. O crédito referente a esta emissãoocorreu no dia 05 de fevereiro de 2016.

Captação de recursos - Banco Votorantim

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RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO �

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MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE Assim como no ano anterior, o ano de 2015 mostrou-se bastante desafiador. A permanência do nível das chuvas abaixo da média histórica, no Brasil, exigiu o acionamento quase integral das usinas termelétricas, elevando de maneira significativa o custo de aquisição de energia elétrica para todas as distribuidoras. Para manutenção do equilíbrio econômico-financeiro das empresas, a ANEEL autorizou Revisão Tarifária Extraordinária e a implantação das Bandeiras Tarifárias, levando a um forte aumento na tarifa de energia elétrica percebida pelos clientes. Com o agravamento da recessão econômica e pressão inflacionária, os clientes tiveram mais dificuldade para pagar sua conta de energia elétrica e os níveis de inadimplência apresentaram elevação ao longo do ano, pressionando o caixa da empresa. Neste contexto, continuamos na estratégia de realização de ações prioritárias voltadas para proteção do caixa, otimização da base de custos, manutenção da qualidade dos serviços prestados aos nossos clientes e medidas de combate às perdas de energia.

Mercado A base de clientes foi incrementada em 3,5% comparado a 2014, que representou 50 mil novos clientes conectados à rede da companhia. O acréscimo neste período concentrou-se na classe residencial (+3,7%) e na classe rural (+4,0%). O volume total de energia distribuída na área de concessão da EDP Escelsa em 2015 foi de 11.091 GWh, o que representou um acréscimo de 0,9% em relação ao ano de 2014, com destaque para a classe industrial cativo que apresentou uma queda de 8,9%.

Tarifas e Resultados financeiros A situação de desequilíbrio nas distribuidoras levou a ANEEL a autorizar uma Revisão Tarifária Ex-traordinária no mês de fevereiro, que na EDP Escelsa correspondeu a um aumento médio de 26,8%, além da implantação das Bandeiras Tarifárias. Em agosto, a empresa passou pelo Reajuste Tarifário Anual, na qual a ANEEL aprovou um aumento com efeito médio ao consumidor de 2,04%. A receita operacional líquida totalizou R$ 2.789 milhões, sendo 23% superior à de 2014. A margem bruta reduziu 8%, devido à elevação dos custos não gerenciáveis em 38%, refletindo a alta dos pre-ços de aquisição de energia. O EBITDA totalizou R$ 368 milhões e o lucro líquido R$ 127 milhões, redução de 15% e 30%, respectivamente, quando comparados à 2014.

Investimentos e melhorias em subestações Tendo em vista o compromisso com a qualidade dos serviços e o atendimento ao cliente, a EDP Es-celsa manteve os investimentos em melhorias estruturantes, ainda que 2015 tenha sido marcado por crise econômica no Brasil. Os investimentos líquidos totalizaram R$ 179 milhões. Os recursos foram utilizados para expansão, modernização e manutenção do sistema elétrico, para atendimento ao crescimento da base de clientes, combate às perdas, melhoria da qualidade e segu-rança na distribuição de energia.

Resultados Operacionais O DEC (Duração Equivalente de Interrupção) ficou em 9,07 horas, e o FEC (Frequência Equivalente de Interrupção) foi de 5,08 vezes, redução de 1,30 horas e 1,36 vezes em relação a 2014 e dentro dos limites estabelecidos pela Aneel para 2015, de 10,17 horas para o DEC e de 7,85 vezes para o FEC. As perdas totais apresentaram redução de 0,18 p.p. sobre o montante de 2014, finalizando o ano de 2015 em 13,50%, com destaque para a redução das perdas não técnicas na baixa tensão, que apre-sentaram redução de 2,98 p.p. em relação ao ano anterior, encerrando o ano com 14,89%. A melho-ria deste indicador se deve ao consistente plano de combate às perdas, com iniciativas de regulari-zação de ligações clandestinas, substituição de medidores, inspeções para detecção de fraudes e elevação do nível de telemedição.


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Agradecimentos Pelas questões citadas anteriormente, o cliente foi fortemente impactado pelo aumento das tarifas, agradecemos a sua compreensão. Em 2016, reforçaremos nossos investimentos na segurança de nossos colaboradores e clientes, na qualidade dos serviços prestados, com foco na excelência ope-racional e aumento da eficiência, de forma a “Usar a nossa energia para cuidar sempre melhor”.

Michel Nunes Itkes Diretor Presidente da EDP Escelsa

A COMPANHIA A EDP Escelsa, empresa de capital aberto, com sede em Vitória, Estado do Espírito Santo e contro-lada pela EDP - Energias do Brasil S.A. desde novembro de 2002, sendo sua subsidiária integral, a partir de abril de 2005. A EDP Escelsa atende a 70 dos 78 municípios do Estado do Espírito Santo, numa área de 41.241 km2, aproximadamente 90% do Estado e a 94% da população total, o que corresponde a 3,3 milhões de habitantes. A concessão tem vigência até 16 de julho de 2025, podendo ser renovada por mais 30 anos, conforme Decreto Executivo de 17 de julho de 1995, outorgada pela União Federal.

CENÁRIO MACROECONÔMICO O ano de 2015 foi intenso para o Espírito Santo. Crises hídrica, instabilidade econômica nacional e, possivelmente, o maior acidente ambiental da história do país (cujos impactos ainda são incertos) foram alguns dos desafios enfrentados pelos capixabas. No entanto, nos nove primeiros meses de 2015, dados do IJSN1, o PIB estadual avançou 1,8% em relação ao mesmo período de 2014. Resultado superior se comparado ao desempenho nacional que foi de retração (-3,2%). Segundo o IBGE2, em 2015, a indústria capixaba avançou 4,4% frente a igual período do ano anteri-or. O principal impacto positivo veio de indústrias extrativas (6,4%), impulsionada, em parte, pelos itens minérios de ferro e óleos brutos do petróleo. Estes setores refletem os impactos da maturação de investimentos. Em sentido oposto, os setores de produtos alimentícios (-6,6%) e de produtos de minerais não-metálicos (-2,8%) exerceram as principais influências negativas sobre o total da indús-tria, pressionados, pela desaceleração da economia no âmbito nacional. Se a indústria demonstra fôlego, o consumo arrefeceu. No ano de 2015, segundo dados do IBGE3, o volume de venda no comércio varejista recuou 7,6%, com dez das onze atividades acompanhadas apresentado queda. Destaca-se a retração de 3,3% na atividade de Hipermercados, supermercados, produtos alimentícios, bebidas e fumo. Outro setor da economia que desacelerou foi o agropecuário. Dados do INCAPER/IBGE4, estimam que a produção agrícola em 2015 terá perda de 14,9% na comparação com o ano anterior, em fun-ção da estiagem que prejudicou a produtividade de importantes culturas no Estado. O mercado de trabalho sentiu esse ambiente instável. De acordo com o CAGED5, no ano de 2015, o saldo de postos de trabalho formais decresceu de 5,63%, -45 mil postos, o setor com maior contri-buição negativa foi o de Serviços com redução de -15.616.

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AMBIENTE REGULATÓRIO E TARIFÁRIO Alterações Regulatórias Em janeiro de 2015 entrou em vigor o Sistema de Bandeiras Tarifárias. Este sistema sinaliza aos consumidores os custos reais da produção de energia elétrica, sendo composto por três bandeiras: verde, amarela e vermelha. A bandeira verde indica que o custo de produção de energia está mais baixo, não sendo aplicada nenhuma modificação nas tarifas de energia. As bandeiras amarela e vermelha representam o aumento de custo de produção de energia, sendo aplicado um valor adicio-nal à tarifa de energia. Apenas os consumidores classificados na subclasse residencial e os que usam a energia elétrica em atividades de irrigação possuem desconto sobre o adicional aplicado pe-las bandeiras amarela e vermelha. Mensalmente, as condições de operação do sistema são reavali-adas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, que define a melhor estratégia de geração de energia face à procura. Em fevereiro de 2015, foi criada a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (CCRBT), pelo Decreto nº 8.401. As distribuidoras devem recolher os recursos provenientes da apli-cação do sistema das bandeiras tarifárias diretamente para essa conta, gerida pela CCEE. Os recur-sos são alocados para a cobertura de custos que não estão previstos na tarifa das distribuidoras, tais como: Segurança Energética do Encargo de Serviço do Sistema - ESS, despacho térmico, risco hi-drológico de Itaipu e de quotas, exposição ao mercado de curto prazo e excedente da Conta de Energia de Reserva - CONER. A ANEEL homologa mensalmente as transferências para as distribuidoras. Os eventuais custos não cobertos pela receita serão considerados no processo tarifário subsequente. Em 27 de Fevereiro de 2015, através da Resolução Homologatória nº 1.859, a ANEEL estabeleceu os critérios vigentes a partir de março de 2015 para o adicional de tarifa e o funcionamento do Siste-ma de Bandeiras Tarifárias:

a) Bandeira Verde: utilizada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da úl-tima central a ser despachada fosse inferior ao valor de 200 R$/MWh;

b) Bandeira Amarela: utilizada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última central a ser despachada fosse igual ou superior a 200 R$/MWh e inferior ao valor má-ximo do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD, de 388,48 R$/MWh em 2015. Para o perí-odo de 1 de janeiro até 1 de março de 2015, o acréscimo proporcional ao consumo ascende a 1,5 R$ por 100 kWh. A partir de 2 de março de 2015, o acréscimo proporcional ao consumo ascende de 2,5 R$ por 100 kWh; e

c) Bandeira Vermelha: utilizada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última central a ser despachada fosse igual ou superior ao valor máximo do PLD. Para o pe-ríodo de 1 de janeiro até 1 de março de 2015, o acréscimo proporcional ao consumo ascende a 3 R$ por 100 kWh. A partir de 2 de março de 2015, o acréscimo proporcional ao consumo ascende de 5,5 R$ por 100 kWh. A partir de 1º de setembro de 2015, conforme determinado pela Resolução Homologatória ANEEL n° 1.945 de 28 agosto de 2015, ocorreu a aprovação da redução do valor da bandeira vermelha para 4,50 R$ por 100 kWh.

Os recursos provenientes do sistema de Bandeiras Tarifárias acumulados em 2015 para a EDP Es-celsa estão detalhados na tabela abaixo:

* Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias

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Revisões Tarifárias e Reajustes Tarifários Em fevereiro, a ANEEL realizou processo de Revisão Tarifária Extraordinária - RTE de determinadas distribuidoras e definiu a metodologia aplicável. Os resultados das RTEs das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão divulgados na Resolução Homologatória nº 1.858. Para a EDP Escelsa a aplicação das novas tarifas, a partir de 2 de março, resultou num aumento médio nos seus clientes de 26,83%. Em agosto de 2015, a ANEEL homologou o Reajuste Tarifário Anual da EDP Escelsa, por meio da Resolução Homologatória nº 1.928. As tarifas foram aumentadas em média em 2,04%, sendo 1,68% em média para os consumidores conectados em Alta Tensão (AT) e de 2,29% em média para aque-les conectados em Baixa Tensão (BT).

MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA Balanço Energético (MWh) O Balanço Energético retrata a energia contratada para atendimento ao mercado da Companhia e às perdas na distribuição e na rede básica, sendo o saldo ajustado no Mercado de Curto Prazo.

Compra de Energia A compra de energia em 2015 foi de 9.213,4 GWh, superior em 4,47% à de 2014. Deste montante, as compras compulsórias de Itaipu e do PROINFA representam 18%, as compras no ACR (CCEAR e Contrato de Ajuste) 70,3%, os Contratos Bilaterais 8,4% e o Curto Prazo 3,3%.

EVOLUÇÃO DO VOLUME DE ENERGIA DISTRIBUÍDAA EDP Escelsa vendeu 7.099,8 GWh para os clientes cativos, suprimento e consumo próprio no pe-ríodo findo em 31 de dezembro de 2015, representando um crescimento de 2,9% em relação ao mesmo período do ano anterior A energia em trânsito, distribuída a clientes livres, totalizou 3.991,0 GWh no período de doze meses findo em 31 de dezembro de 2015, apresentando uma queda de 2,4% em relação ao mesmo período do ano anterior. A energia distribuída pela EDP Escelsa apresentou um crescimento no volume em relação ao ano anterior de 0,9%, totalizando 11.090,8 GWh.

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Fornecimento

Residencial 2.261.076 2.236.140 1.152.580 1.111.855

Industrial 1.102.846 1.210.714 11.856 11.973

Comercial 1.484.811 1.449.467 121.013 119.726

Rural 839.270 724.432 177.539 170.738

Outros (1) 784.534 695.622 13.162 11.571

Consumo próprio 8.137 8.259 209 202

Total Fornecimento 6.480.674 6.324.634 1.476.359 1.426.065

Suprimento 619.087 575.659 1 1

Total Fornecimentoe suprimento

7.099.761 6.900.293 1.476.360 1.426.066

Disponibilização do Sistema de Distribuição

3.991.018 4.091.236 81 75

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Energia de curto prazo 177.630 -

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(1) Outros = Poder público + Iluminação pública + Serviço público

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QUALIDADE Os indicadores de desempenho da qualidade do serviço se mantiveram dentro dos padrões de exce-lência nacionais. Isso se deve principalmente aos investimentos realizados, bem como das ações de manutenção preventiva realizadas nos ativos do sistema de distribuição. Os indicadores DEC e FEC, que se apresentam em total conformidade com os padrões estabelecidos pela ANEEL, sendo em 2015 registradas 9,07 horas e 5,08 interrupções, respectivamente.

DEC = Duração Equivalente de interrupções por Clientes (horas - média cliente/ano) FEC = Frequência Equivalente de interrupções por Cliente (interrupções - média cliente/ano)

PERDAS TÉCNICAS E NÃO TÉCNICAS As perdas totais em 2015 foram de 13,50%, redução de 0,19 p.p. em relação a 2014. As perdas téc-nicas aumentaram 0,60 p.p, passando de 7,62% para 8,22% e as perdas não técnicas fecharam o ano 0,78 p.p abaixo de 2014, passando de 6,06% para 5,28%.

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Combate Às Perdas Não Técnicas O resultado das perdas não técnicas da EDP Escelsa de 2015 apresentou queda de 2,98 p.p. em relação ao ano anterior, com fechamento de 14,89% em relação ao mercado de baixa tensão. Este resultado representa o menor valor dos últimos 13 anos, influenciado pelo incremento das ações de combate às perdas no ano. Em 2015, a estratégia de combate às perdas baseou-se na blindagem das maiores cargas através de monitoramento remoto e na recuperação de energia em unidades de alta complexidade social através da exteriorização de medição e programas de eficiência energética. Desta forma, foram instalados 9.866 equipamentos de monitoramento remoto em unidades consumi-dores com medição indireta/ consumo relevante, atingindo 100% do mercado de unidades consumi-doras com medição indireta. No mercado rural de irrigação foram substituídos/ instalados 5.614 me-didores que proporcionam até 73% de desconto em período pré-determinado, diminuindo assim a atratividade ao furto de energia. Já nas áreas de alta complexidade social o projeto SMC BTZero foi implantado em 8.722 unidades consumidoras, tal projeto visa exteriorizar a medição de energia além de eliminar a rede de baixa tensão, extinguindo assim os pontos vulneráveis ao furto de energia. Também para áreas de alta complexidade social o projeto de regularização de unidades clandestinas denominado Agentes da Boa Energia contemplou 18.644 residências com a instalação de padrão de entrada, kit de ligação interna, substituição de lâmpadas incandescentes e negociação de débitos. No ano de 2015 também teve grande representatividade o projeto de recontagem de pontos de ilu-minação pública, no qual foram atualizados ou inseridos 30.349 pontos nos municípios da área de concessão da EDP Escelsa. Quanto às ações de fiscalização foram realizadas 118,7 mil inspeções de combate à fraude e 74.546 retiradas de ligações clandestinas.

PRINCIPAIS DADOS DAS INSTALAÇÕES ELÉTRICAS

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RELACIONAMENTO COM O CLIENTE A EDP Escelsa mantém canais de relacionamento que são disponibilizados aos clientes permitindo maior interação com os mesmos, tais como: Call Center, internet (agência virtual), agências de aten-dimento presencial e agentes comerciais, bem como atendimento exclusivo para os grandes clientes, clientes corporativo, poderes públicos e Órgãos de Defesa do Consumidor. Além desses canais, há uma estrutura de Ouvidoria com Call Center dedicado, que, dentre as suas atribuições, acolhe as reclamações, sugestões, críticas e elogios dos clientes, com a garantia de oferecer respostas a todas as suas manifestações, bem como realizar a intermediação com a Ouvidoria da ANEEL. Para garantir um atendimento de qualidade, a EDP Escelsa conta com uma moderna Central de Atendimento Telefônico (Call Center), com infraestrutura e parque tecnológico de última geração. Essa Central opera 24 horas por dia, 7 dias por semana, e está estruturada para atendimentos co-merciais e de emergência. Em 2015, foram 1,4 milhão de ligações atendidas por esse canal para se comunicar com a empresa. Para o atendimento aos clientes de baixa tensão, a EDP Escelsa está presente nos Municípios da sua área de concessão com uma estrutura composta por 69 Agências de atendimento presencial que realizaram 1,2 milhão de atendimentos. Além destas agências, aproveitando a sinergia com a rede de arrecadadores, possui também 116 agentes comerciais distribuídos na área de concessão. Por meio destes canais e da internet, através da agência virtual, foram realizados 2,9 milhões de atendi-mentos. Para os Grandes Clientes e Clientes Corporativos o mercado é segmentado de acordo com seus respectivos perfis, visando atender suas necessidades, facilitando o acesso e contribuindo para uma maior satisfação destes segmentos e de maior aproximação institucional. Os órgãos públicos tam-bém contam com uma estrutura de atendimento dedicada, com opção de atendimento telefônico, internet (agência virtual) e presencial, tornando mais ágil o processamento das demandas dos pode-res públicos. As necessidades desses clientes são identificadas através de visitas periódicas aos órgãos, permitindo ainda a elaboração de projetos em parceria e o desenvolvimento de produtos e serviços específicos destinados a este segmento, contribuindo para um bom relacionamento institu-cional da concessionária com os órgãos públicos. PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) Em 2014, foram iniciados 5 projetos de P&D, permanecendo assim 11 projetos em execução, com investimentos na ordem de R$ 3,9 milhões. A EDP Escelsa destaca os projetos “Observatório do Consumidor e Opções Tarifárias”, cujas avaliações qualitativas e quantitativas aplicadas no InovCity Espírito Santo (Domingos Martins e Marechal Floriano) e InovCity Aparecida trarão resultados signifi-cativos à respeito da percepção do cliente sobre as tendências tecnológicas oriundas das redes inte-ligentes, bem como a identificação da sensibilidade à variação do modelo tarifário (tarifa branca, pré-pagamento, bandeiras tarifárias, etc). É importante frisar também, o ineditismo do P&D Laboratório de Smart Grids em desenvolvimento com a Universidade de São Paulo (USP). Este ambiente inovador trará dentre várias funcionalidades e testes, a implementação de um Emulador de Rede de Distribuição, aquisição de IEDs (Intelligent Eletronic Devices) para automação, identificação de “FLISR” (Fault Location, Isolation, and Service Restoration), desenvolvimento de aplicação “Volt/Var” e algoritmos para alocação de religadores. Os resultados obtidos nos projetos de P&D foram amplamente divulgados à comunidade científica, através da participação em seminários nacionais e internacionais e publicação de artigos em revistas especializadas.


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Eficiência Energética No ano de 2015, a EDP Escelsa investiu um total de R$ 13,31 milhões. Deu sequência com o projeto “Agentes da Boa Energia”, que atendeu 20.320 unidades consumidoras em bairros dos municípios do Espírito Santo, cadastrando-os no CadÚnico, para usufruto da tarifa social, realizou orientações financeira e de mudanças de hábitos de consumo, negociou dívidas de 18.644 clientes e doou 18.417 padrões de entrada, regularizando-os na EDP e introduziu equipamentos eficientes em subs-tituição aos ineficientes, como 59.988 lâmpadas fluorescentes compactas e 2.067 geladeiras. Pro-moveu ações de melhoria nos sistemas de iluminação de entidades beneficentes, como Montanha da Esperança, Cariacica, e o Hospital São Camilo de Aracruz, substituindo equipamentos de iluminação de baixo rendimento energético por outros econômicos a LED. Iniciou a execução de projeto integra-do de eficiência energética, através de contrato de performance, da elaboração de projeto, monta-gem e instalação de retrofit do sistema de refrigeração de água gelada do Shopping Vitória. Por fim, realizou o projeto “Boa Energia nas Escolas” que levou conhecimento sobre o uso adequado e segu-ro da energia a 10 municípios, atendendo 1.139 professores de 247 escolas da rede pública de ensi-no, atingindo um total de 81.827 alunos. Foi doado a cada escola material didático para utilização dos alunos e, uma unidade móvel de ensino, “caminhão da boa energia”, visitou essas escolas inte-ragindo diretamente com os alunos através de experimentos científicos, jogos educativos, filme em 3D sobre os caminhos da energia e folderes explicativos.


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ANÁLISE DO DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

A receita operacional líquida apresentou uma evolução positiva de 21,3% em 2015 em relação à 2014, atingindo R$ 2.945,1 milhões considerando as receitas de construção as quais tem impacto nulo no resultado da empresa. Se essas receitas forem desconsideradas a receita operacional líqui-da resulta em R$ 2.789,4 milhões, 22,7% superior ao valor do exercício anterior. Esse resultado é explicado principalmente por: 1) Aumento de R$ 1.932,3 milhões da receita bruta, em virtude dos seguintes fatores: i) Aumento das receitas de fornecimento a clientes cativos e livres (R$ 944,5 milhões) principalmente em razão do aumento de 26,8% da tarifa decorrente da Revisão Tarifária Extraordinária; ii) Aumento de Subven-ções vinculadas ao Serviço (R$ 92,0 milhões) e; iii) Aumento da constituição dos ativos e passivos financeiros setoriais (R$ 145,2 milhões).

2) Aumento das deduções da receita operacional em R$1.416,0 milhões, em virtude dos seguintes fatores: i) Aumento dos tributos sobre a receita (ICMS e PIS/COFINS) em R$ 566,6 milhões; ii) Au-

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mento dos encargos ao consumidor em R$ 849,4 milhões devido principalmente ao encargo de CDE que aumentou R$ 544,7 milhões em relação ao ano anterior e a inclusão da Bandeira Tarifária no valor de R$ 293,4 milhões As Despesas Operacionais totalizaram R$ 2.667,3 milhões em 2015, 27,9% superior às despesas verificadas em 2014. As despesas operacionais gerenciáveis da EDP Escelsa, que compreendem os custos de pessoal, materiais, serviços de terceiros, depreciação e amortização e outras despesas, aumentaram em rela-ção ao ano anterior atingindo o montante de R$ 586,6 milhões. Excluindo os custos de construção, os quais não tem impacto no resultado, as despesas gerenciáveis totalizaram R$ 430,9 milhões com aumento de +1,9% (R$ 7,9 milhões), que se deve principalmente a: i) aumento de R$ 4,9 milhões em Pessoal devido ao Plano de Incentivo a Aposentadoria; ii) ganho de R$41,3 milhões referente a alte-ração do fator de ajuste das adições ao imobilizado, impacto de maior atualização do VNR pelo IGPM do período; e iii) aumento de R$ 29,9 milhões referente à provisão para créditos e liquidação duvidosa / perdas líquidas e provisões para contingências.

As despesas operacionais não gerenciáveis que correspondem aos custos com energia comprada para revenda, encargos setoriais de transmissão e taxa de fiscalização totalizaram em 31 de dezem-bro de 2015 o montante de R$ 2.080,7 milhões, superior em 38,1% em relação às praticadas no ano anterior. Tal fato é decorrente essencialmente o de: i) aumento de R$ 222,1 milhões com Itaipu, re-flexo da variação do dólar e; ii) elevação de R$ 646,0 milhões devido aos recursos da conta ACR que ocorram em 2014.

O Resultado Financeiro do período de doze meses findo em 31 de dezembro de 2015 foi R$ 111,3 milhões negativos, maior em R$ 31,0 milhões comparados ao resultado financeiro de R$ 80,3 mi-lhões negativos de 2014, principalmente pelo aumento da atualização financeira dos ativos e passi-vos regulatórios (+R$ 19,2 milhões), aumento de R$ 55,1milhões das despesas financeiras, devido a variação monetária e acréscimo moratório da energia comprada (+ R$10,3 milhões), encargos da dívida (+ R$ 18,2 milhões) e variação monetária da moeda nacional e estrangeira (+ R$ 10,6 mi-lhões).

Pelos motivos ressaltados anteriormente a EDP Escelsa apresentou um Lucro Líquido de R$ 126,8 milhões em 31 de dezembro de 2015, inferior em 30,2% ao registrado no ano anterior.

INVESTIMENTOS Foi realizado a título de investimento o valor de R$ 156,3 milhões em 2015, já deduzidos os recursos recebidos na forma de doações e subvenções para investimento e considerando os juros capitaliza-dos, ficando 3,0% abaixo do mesmo período do ano anterior. No período os juros capitalizados re-presentam R$ 0,6 milhão do total. Os investimentos realizados foram destinados a obras estruturan-tes para o reforço do sistema elétrico, telecomunicações, informática, entre outros.

Novas regras instituídas com os procedimentos para revisão tarifária relativa à receita de multas por

Investimento - R$ Mil 2015 2014 Var %

Expansão do Sistema Elétrico 123.075 144.527 -15

Melhoramento da Rede 49.388 44.861 10

Telecom., Informática e Outros 23.181 12.076 92

Sub Total (1) 195.644 201.464 -3

(-) Obrigações Especiais (2) (16.667) (19.313) -14

Investimento Líquido 178.978 182.152 -2

Receitas de Ultrapassagem (22.616) (20.905) 8

Variação do Imobilizado 156.362 161.247 -3

(1) Sub Total = Capex Bruto, considerando Capital investido na rede + Juros capitalizados

(2) Participação financeira de clientes, sejam eles pessoas físicas, jurídicas, união, estado emunicípios nos projetos de investimentos


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Ultrapassagem de Demanda e consumo de Energia Reativa Excedente (PRORET 2.7) reduz a Re-ceita Operacional e quando do início do 4º Ciclo de Revisões Tarifárias, o valor acumulado nessa subconta receberá o tratamento usual de depreciação dos ativos alocados como investimentos origi-nários dessas Obrigações Especiais.

Endividamento Em 31 de dezembro de 2015, a EDP Escelsa apresentou um endividamento líquido de R$ 595,9 mi-lhões, 6,4% inferior a dezembro de 2014, devido amortizações de dívidas e melhora na geração de caixa operacional

A dívida bruta da EDP Escelsa em 31 de dezembro de 2015 foi de R$824,7 milhões, sendo compos-ta por R$185,5 milhões (22,5%) em debêntures, R$295,4 milhões (35,8%) junto ao BNDES, R$40,2 milhões (4,9%) junto a Eletrobrás e R$303,7 milhões (36,8%) com outras instituições financeiras.

GESTÃO DE PESSOAS Cultura EDP Tradicionalmente, a EDP Escelsa é uma empresa que busca a eficiência em seus negócios e pro-cessos, a antecipação de riscos e oportunidades e o cumprimento precoce de suas metas e objeti-vos. Nos últimos anos, a Companhia intensificou o cuidado com os seus ativos, desenvolveu projetos e planos de ações efetivos e concretizou uma estratégia clara e coerente de atuação. Agora, a Em-presa quer ir além do que considera tangível e tratar de questões que refletem diretamente na cultura organizacional e na identidade corporativa da Companhia.

O projeto Cultura EDP – nossa energia para cuidar sempre melhor – é o principal instrumento para atingir tal objetivo. Iniciado no fim de 2014, consiste na concepção de princípios que assegurem um bom ambiente de trabalho, estimulem a interação entre as pessoas, garantam a motivação dos cola-boradores, valorizem o capital humano e gerem valor para os clientes e outros stakeholders. O de-senvolvimento do projeto foi dividido em quatro etapas – criação, comunicação, disseminação e in-ternalização dos Princípios.

Endividamento - R$ Mil dez/15 dez/14 Var %

Dívida Bruta (1) 824.721 866.510 -4,8

Caixa e equivalentes de caixa 228.845 230.040 -0,5

Dívida Líquida 595.876 636.470 -6,4

Dívida Bruta / EBITDA (vezes) 2,24 1,99 12,4

Dívida Líquida / Patrimônio Líquido 0,62 0,70 -12,1

(1) Dívida Bruta= Empréstimos, financiamentos e encargos das dívidas + Debêntures


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Cuidado com as pessoas Conforme tratado acima, 2015 foi um ano marcado pelo Projeto Cultura - nossa energia para cuidar sempre melhor. Para garantir excelência no cuidar de seus colaboradores, a EDP tem buscado estra-tégias e iniciativas que zelem por segurança, respeito, igualdade, reconhecimento, partilha de conhe-cimento, entre outros. O objetivo é proporcionar um clima organizacional positivo, com pessoas satis-feitas no trabalho, possibilitando equilíbrio entre a vida profissional e pessoal. Em 2015, a Companhia desenvolveu um novo modelo de avaliação por competências, visando ade-quar o processo às novas necessidades da empresa. Para viabilizar este processo, foi adquirido o sistema Success Factors, que foi nomeado internamente de About.me e teve como primeiro módulo implementado a Avaliação de Competências. Além disso, outros temas da área de Gestão de Pes-soas serão contemplados, facilitando a interação com ferramentas de avaliação, recrutamento, car-reira, remuneração, mobilidade, entre outros, em um ambiente amigável e que permite a visualização dos perfis de todos os colaboradores ativos. Para aprimorar o processo de integração de novos colaboradores, a área de Gestão de Pessoas criou o programa Padrinho EDP, no qual cada novo integrante é acompanhado por um companheiro de trabalho. O padrinho ajuda o novo colaborador a entender a rotina da Companhia, se apropriar dos princípios da Cultura EDP e conhecer os procedimentos e hábitos corporativos na fase de adap-tação na Empresa. O quadro de pessoal próprio da EDP Escelsa, ao final de 2015, foi de 971 colaboradores e 2 colabo-radores da alta direção em regime estatutário, totalizando 973. Adicionalmente contou com a partici-pação de 2 conselheiros, 47 estagiários e 39 aprendizes. A taxa de rotatividade da EDP Escelsa em 2015 foi de 6,53%.

Diversidade – Igualdade na justiça e na diferença.Em 2015, a Companhia criou o Projeto de Diversidade, que desenvolve iniciativas em gestão de pes-soas para fomentar a igualdade entre gêneros, nacionalidades, gerações e pessoas portadoras de necessidades especiais, com objetivos e metas claras para melhorias dos indicadores relacionados a estes temas.

Recrutamento e Seleção Em 2015, a EDP lançou em âmbito global o Novo programa de mobilidade interna (SWITCH) para promover a mobilidade dos colaboradores entre áreas, empresas e geografias onde a EDP está pre-sente, inclusive a EDP Escelsa. Entre os principais objetivos da iniciativa estão:

• Reforçar a cultura e a partilha de conhecimento, ao promover a interação entre colaboradores com experiências pessoais e profissionais distintas;

• Aumentar a satisfação e a produtividade; • Valorizar o colaborador e reforçar as suas competências, para que possam assumir novos

desafios e responsabilidades; • Reduzir custos com recrutamento externo e minimizar riscos de integração.

Por meio do programa, o índice de mobilidade interna subiu de 24% em 2014 para 41% em 2015.

Clima Organizacional Em 2015, a EDP Escelsa lançou um novo modelo da pesquisa, desenvolvida em parceria com a consultoria Hay Group. Os temas e perguntas foram definidas de acordo com as melhores práticas de mercado. O novo modelo foi 100% digital e abrangeu todos os níveis da empresa, o que aumenta o nível de confiabilidade das respostas e das futuras análises. A aplicação da pesquisa de clima foi realizada em outubro de 2015. Participaram 96% dos colaboradores da EDP, maior índice das últi-mas quatro edições da pesquisa.


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Programa de Incentivo à Aposentadoria Como forma de reconhecer os colaboradores que trabalharam durante muito tempo na EDP Escelsa, em 2015 foi criado o Plano de Incentivo à Aposentadoria. O objetivo é reconhecer financeiramente os colaboradores que desejam e irão se aposentar, com base nos anos trabalhados na empresa. Além disso, em 2016 estes colaboradores serão acompanhados pelo Programa Viver Bem, que possui workshops sobre os temas: orientações motivacionais; saúde financeira e relacionamento afetivo, familiar e amigos; tornando realidade “meu” projeto de vida; e depoimentos de outros profissionais.

Saúde Os programas de saúde e qualidade de vida na EDP são desenvolvidos sob duas vertentes: Medici-na Ocupacional e Qualidade de Vida. O primeiro está associado à prevenção de doenças decorren-tes dos riscos ocupacionais aos quais os colaboradores estão expostos. O segundo busca promover ações de conscientização e prevenção, visando a manutenção e a melhoria da saúde de todos os colaboradores.

Segurança do Trabalho Mais do que um conceito, segurança é uma questão de atitude na EDP Escelsa. A estratégia de ges-tão sustenta sua atuação em três princípios: Pessoas, Saúde e Segurança no Trabalho (SST) e Pro-cessos. Em relação à Segurança, a EDP Escelsa trabalha com duas vertentes:

• Colaboradores próprios, que visa desenvolver os colaboradores da EDP Escelsa a atenderem as exigências legais de segurança e saúde ocupacional.

• Prestadores de Serviço, baseado nos mesmos conceitos do PSC, que é desenvolvido para Prestadores de Serviços e busca subsidiar os mesmos no atendimento a legislação vigente e contratual.

No ano de 2015 ocorreram cinco acidentes com afastamento na EDP Escelsa e as taxas de frequên-cia e gravidade foram de 2,40 e 338 respectivamente. No mesmo ano, foram registrados 10 aciden-tes com prestadoras de serviços, e dois acidentes fatais e as taxas de frequência e gravidade de 2,10 e 2.177 respectivamente, seguindo a as premissas de cálculo da Portaria 3.214/78 – Norma Reguladora Nº5 da Comissão Interna de Prevenção de Acidentes.

Iniciativas preventivas A EDP Escelsa realiza diversas iniciativas com o intuito de promover atitudes preventivas que priori-zem o res peito à vida na execução das atividades operacionais e administrativas. Entre elas, estão: Rodeio dos Eletricistas; Diálogo de Segurança (DDS); Reuniões semanais; Inspeções de Segurança; Intervenções nas áreas Corporativas; Mega-Inspeções e; Segurança com a População.

SUSTENTABILIDADE, INOVAÇÃO E RESPONSABILIDADE SOCIAL Pelo 10º ano consecutivo, a EDP Escelsa contribuiu para manter o reconhecimento do Grupo EDP Energias do Brasil no Índice de Sustentabilidade Empresarial da BM&F da Bovespa (ISE Bovespa). A atuação da EDP Escelsa é norteada pelos Princípios de Desenvolvimento Sustentável e as orien-tações das Políticas de Inovabilidade e de Responsabilidade Social. Em 2014 para garantir a melho-ria contínua no desempenho Sócioambiental no índice (ISE) a EDP elaborou planos de ação junto às diferentes áreas, esses planos tiveram sua implementação iniciada durante o ano de 2015. As inicia-tivas foram continuadas e envolvem temas como gestão de resíduos, biodiversidade, certificações, gestão de fornecedores e relacionamento com a comunidade. Além disso, a EDP Escelsa deu continuidade aos projetos de inovação, com destaque para a evolu-ção do projeto InovCity nos municípios de Domingos Martins e Marechal Floriano, na região serrana do Estado. Cerca de 6 mil unidades consumidoras estão atendidas e o projeto envolve seis verten-tes: medição inteligente, eficiência energética, mobilidade elétrica, iluminação pública eficiente, gera-ção distribuída, educação energética e desenvolvimento social.


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Em 2015 os investimentos socioculturais promovidos pela Companhia atingiram o valor de R$ 939 mil, apoiaram projetos sociais com foco na educação, cultura, esporte e desenvolvimento local. Du-rante o ano de 2015 a EDP Escelsa Através do IEDP investiu em projetos, como, Bancos Comunitá-rios e Moradia Digna, iniciativa possibilitou aos moradores do Morro de São Benedito, no Espírito Santo, o acesso ao microcrédito para reforma de suas moradias. O projeto teve como objetivo, ainda, promover a tecnologia social dos bancos comunitários e facilitar a vida das famílias com a adesão à tarifa social e à possiblidade de pagamento de fatura nos bancos locais. O “Programa de Voluntariado da EDP”, com participação dos colaboradores da EDP Escelsa, pro-moveu diversas ações de cidadania, beneficiando cerca de mil pessoas atendidas por organizações sociais. Destaque para os projetos “Desafio do Bem”, “Parte de Nós Ambiente” e “Parte de Nós Na-tal”. Essa atuação proporcionou a conquista pelo Selo Empresa Amiga da Criança.

Meio Ambiente Em 2015, a EDP Escelsa passou por um processo de recertificação da norma ISO 14001 no Centro Operativo Carapina (COC) e em duas subestações Manguinhos e Goiabeiras, e incluiu a subestação Itapuã a no escopo da certificação.

Na EDP Escelsa, o impacto está relacionado à interação das redes e espécies arbóreas. Desta for-ma, a distribuidora possui um convênio de cooperação técnica com o Instituto de Defesa Agropecuá-ria e Florestal (IDAF) para viabilizar os serviços de manutenção/construção no âmbito da limpeza das faixas de segurança das redes e linhas de distribuição em sua área de concessão no Estado do Es-pírito Santo. Estas iniciativas em conjunto com as demais ações correntes de gestão ambiental das operações, nomeadamente de manutenção das condicionantes das licenças ambientais dos ativos da organiza-ção, compreendem investimentos de natureza ambiental da EDP Escelsa.


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AUDITORES INDEPENDENTES Nos termos da Instrução CVM n° 381, de 14 de janeiro de 2003, a Companhia firmou contrato com a PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes (PwC), em Abril de 2014, para prestação de ser-viços de auditoria de suas demonstrações contábeis, bem como a revisão de informações contábeis intermediárias. A PwC iniciou a prestação de serviços em Abril de 2014. Em 2015, a PwC não pres-tou nenhum serviço relacionado à auditoria independente que superassem 5% (cinco por cento) do valor do contrato. A política de atuação da Companhia, bem como das demais empresas do Grupo EDP, quanto à con-tratação de serviços não-relacionados à auditoria junto à empresa de auditoria, se fundamenta nos princípios que preservam a independência do auditor independente.

DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS Conforme requerido pelo artigo 25 da instrução CVM nº 480/09, alterada pela CVM nº 552/14 decla-ramos que revisamos e concordamos com as demonstrações financeiras e também com os Relató-rios dos Auditores Independentes emitidos sobre as respectivas Demonstrações Financeiras para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e 2014. Estas foram preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e o International Financial Reporting Standards (“IFRS”) emiti-das pelo International Accounting Standards Board (“IASB”).

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Comentário sobre o Comportamento das Projeções Empresariais

Conforme Art.20 da Instrução CVM nº 480/09, a divulgação de projeções e estimativas é facultativa.

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PROPOSTA DE ORÇAMENTO DE CAPITAL�

Não há proposta de Orçamento de Capital para a Companhia, devido à distribuição integral do lucro.

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Outras Informações que a Companhia Entenda Relevantes

Todas as informações julgadas relevantes pela Companhia estão contempladas no Relatório da Administração e nas Notas Explicativas às Demonstrações Financeiras.

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Parecer do Conselho Fiscal ou Órgão Equivalente

De acordo com artigo 26 do Estatuto Social da Companhia, amparado pelo Capítulo XIII da Lei nº 6.404, a Companhia terá um Conselho Fiscal não permanente eleitos pela Assembleia Geral que deliberar sua instalação. A Assembleia Geral da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. não deliberou a instalação do Conselho Fiscal ou Órgão equivalente.

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Declaração dos Diretores sobre as Demonstrações Financeiras

Os Administradores da Companhia, em atendimento ao disposto no inciso VI do parágrafo 1º do artigo 25 da Instrução CVM nº 480/2009, declaram que em 1º de março de 2016, reviram, discutiram e concordam com as Demonstrações Financeiras da Companhia para o exercício findo em 31 de dezembro de 2015.

MICHEL NUNES ITKES

Diretor Presidente

MAYTÊ SOUZA DANTAS DE ALBUQUERQUE

Diretora Financeira e de Relações com Investidores

AGOSTINHO GONÇALVES BARREIRA

Diretor Comercial e Diretor Técnico e de Ambiente�

JOSÉ ROBERTO PASCON

Diretor de Sustentabilidade

DONATO DA SILVA FILHO

Diretor de Regulação e Diretor de Gestão de Ativos e Administrativo

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Declaração dos Diretores sobre o Relatório dos Auditores Independentes

Os Administradores da Companhia, em atendimento ao disposto no inciso V do parágrafo 1º do artigo 25 da Instrução CVM nº 480/2009, declaram que em 1º de março de 2016, reviram, discutiram e concordam com as Demonstrações Financeiras da Companhia para o exercício findo em 31 de dezembro de 2015, bem como declaram que nessa mesma data, reviram, discutiram e concordam com as opiniões expressas no Parecer emitido pela PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes.

MICHEL NUNES ITKES

Diretor Presidente

MAYTÊ SOUZA DANTAS DE ALBUQUERQUE

Diretora Financeira e de Relações com Investidores

AGOSTINHO GONÇALVES BARREIRA

Diretor Comercial e Diretor Técnico e de Ambiente�

JOSÉ ROBERTO PASCON

Diretor de Sustentabilidade

DONATO DA SILVA FILHO

Diretor de Regulação e Diretor de Gestão de Ativos e Administrativo

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