espírito santo centrais elétricas s.a. - escelsa

64
Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa Demonstrações Contábeis Regulatórias Exercício findo em 31 de dezembro de 2015

Upload: buinhu

Post on 08-Jan-2017

221 views

Category:

Documents


0 download

TRANSCRIPT

Page 1: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

Espírito Santo Centrais Elétricas S.A.

- Escelsa

Demonstrações Contábeis Regulatórias

Exercício findo em 31 de dezembro de 2015

Page 2: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

Senhoras e Senhores Acionistas, Apresentamos a seguir, relatório das principais atividades no exercício de 2015, em conjunto com as Demonstrações Contábeis Regulatórias elaboradas de acordo com a legislação societária brasileira e com o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE, os quais consideramos importantes para divulgar o desempenho da EDP Bandeirante para a sociedade, parceiros, investidores e consumidores. Carta do Presidente Cenário A EDP Escelsa, empresa de capital aberto, com sede em Vitória, Estado do Espírito Santo e controlada pela EDP - Energias do Brasil S.A. desde novembro de 2002, sendo sua subsidiária integral, a partir de abril de 2005. 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. 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 anterior. 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 indústria, 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 função 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 contribuição negativa foi o de Serviços com redução de -15.616. Distribuição 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. Ligação de consumidores - 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%).

Page 3: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

Número de Consumidores

Comportamento do mercado - 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%. Em geral, o ano foi impactado pelos recuos nos consumos dos setores de Minerais não-metálicos (-20,6%), Metalurgia (-20,6%) e Químicos (-6,9%). Nas classes Residencial e Comercial, os resultados estão influenciados pelas altas temperaturas verificadas no ES (+1,3◦C, no ano), em relação ao mesmo período de 2014. Estes resultados teriam sido melhores não fossem os impactos negativos do menor números de dias médios de faturamento (-1.7 dias, no ano), da desaceleração da economia e da reação do consumidor ao aumento das tarifas de eletricidade. Na classe comercial, sobressai-se o impacto positivo da ligação de dois novos clientes (Shoppings). Sem estes novos clientes a classe avançaria 1,4% no ano. No setor industrial teve predomino de resultados negativos. O ano foi marcado pela expansão da autoprodução de outro expressivo cliente do setor de minerais não metálicos e a redução na produção de um grande cliente do setor químico. Retirados os efeitos das migrações e das reduções, a classe teria -4,4% no ano. Na classe Rural os resultados ano estão influenciados pela estiagem no Espírito Santo, com registros de precipitação sistematicamente abaixo da média histórica (113 mm). Devido a esta condição climática, o consumo foi positivamente impactado pelo uso mais frequente da irrigação.

A seguir são apresentados resultados sobre o consumo e sua variação no período: Mercado Atendido

Consumidores 2011 2012 2013 2014 2015

Residencial 996.704 1.035.279 1.072.472 1.111.855 1.152.580

Industrial 11.429 11.499 11.750 11.973 11.856

Comercial 111.333 113.492 117.015 119.726 121.013

Rural 155.484 160.592 165.722 170.738 177.539

Poder público 9.732 9.857 10.098 10.125 11.344

Iluminação pública 369 389 393 327 420

Serviço público 1.093 1.133 1.223 1.119 1.398

Outros 169 172 193 202 209

Total 1.286.313 1.332.413 1.378.866 1.426.065 1.476.359

Variação -14,41% 3,58% 3,49% 3,42% 3,53%

Mercado Atendido - GWh 2011 2012 2013 2014 2015

Energia Faturada 5.817 6.174 6.536 6.900 7.100

Fornecimento 5.366 5.665 6.003 6.325 6.481

Residencial 1.867 1.963 2.095 2.236 2.261

Industrial 1.095 1.111 1.166 1.211 1.103

Comercial 1.197 1.302 1.367 1.449 1.485

Rural 582 623 693 724 839

Poder público 224 245 256 264 280

Iluminação pública 224 235 239 239 318

Serviço público 168 177 178 193 187

Consumo próprio 9 9 9 8 8

Suprimento 450 509 533 576 619

Energia em Trânsito 4.001 3.956 4.010 4.091 3.991

Total 9.818 10.130 10.545 10.992 11.091

Variação 1,45% 3,18% 4,10% 4,23% 0,90%

Page 4: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

As perdas totais em 2015 foram de 13,50%, redução de 0,19 p.p. em relação a 2014. As perdas técnicas 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%. 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 consumidores com medição indireta/ consumo relevante, atingindo 100% do mercado de unidades consumidoras com medição indireta. No mercado rural de irrigação foram substituídos/ instalados 5.614 medidores que proporcionam até 73% de desconto em período pré-determinado, diminuindo assim a atratividade ao furto de energia. Balanço Energético

Balanço Energético 2011 2012 2013 2014 2015

Venda de Energia 5.817 6.174 6.536 6.900 7.100

Fornecimento 5.366 5.665 6.003 6.325 6.481

Suprimento 450 509 533 576 619

Energia em Trânsito 4.001 3.956 4.010 4.091 3.991

Mercado atendido 9.818 10.130 10.545 10.992 11.091

Perdas na Rede Basica 114 119 112 108 140

Perdas na Distribuição 1.440 1.605 1.599 1.742 1.730

Perdas técnicas 829 900 948 971 1.054

Perdas não técnicas 611 705 651 772 676

PNT/Energia Requerida [%] 5,38% 6,01% 5,36% 6,06% 5,28%

Perdas Totais - PT 1.555 1.724 1.711 1.850 1.870

PT/Energia Requerida [%] 12,66% 13,68% 13,17% 13,68% 13,50%

Total - Energia Requerida] 11.373 11.735 12.144 12.734 12.821

7,4%

13,7% 13,2% 13,7%

13,5%

17,1%18,4%

15,9%17,9%

14,9%

2011 2012 2013 2014 2015

Perdas Totais Não Técnicas Mercado BT

Page 5: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

Receita - A receita operacional líquida totalizou R$ 2.772 milhões, sendo 20% superior à de 2014. A receita de fornecimento totalizou R$ 2.389 milhões, conforme destacado abaixo:

Número de consumidores - O número de consumidores faturados em dezembro de 2015 apresentou um crescimento de 3,5 % sobre o mesmo mês do ano anterior, como se pode observar no quadro a seguir:

A situação de desequilíbrio nas distribuidoras levou a ANEEL a autorizar uma Revisão Tarifária Extraordinária 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%.

Classe 2015 2014 %Residencial 872.155 524.163 66%Industrial 468.798 319.793 47%Comercial 615.937 376.178 64%Rural 184.274 90.977 103%Outros 247.377 132.908 86%Total 2.388.541 1.444.019 65%

Receita de Fornecimento

37%

20%

26%

8%

10%

Receita de Fornecimento por classe de consumidores [%; 2015]

Residencial Industrial Comercial Rural Outros

Número de consumidores 2015 2014 %

Residencial 1.152.580 1.111.855 3,7%

Industrial 11.856 11.973 -1,0%

Comercial 121.013 119.726 1,1%

Rural 177.539 170.738 4,0%

Outros 13.371 11.773 13,6%

Total 1.476.359 1.426.065 3,5%

Page 6: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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 adicional 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 pelas bandeiras amarela e vermelha. Mensalmente, as condições de operação do sistema são reavaliadas 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 aplicação do sistema das bandeiras tarifárias diretamente para essa conta, gerida pela CCEE. Os recursos 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 hidrológico 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 Sistema de Bandeiras Tarifárias:

a) Bandeira Verde: utilizada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário – CVU da última 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$/MWh e inferior ao valor máximo do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD, de 388,48 R$/MWh em 2015. Para o período 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 período 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 Escelsa estão detalhados na tabela abaixo:

* Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias

Qualidade do fornecimento Os dois principais indicadores da qualidade do fornecimento de energia elétrica são o DEC (duração equivalente de interrupções por consumidor) e o FEC (frequência equivalente de interrupções por consumidor). Os indicadores de desempenho da qualidade do serviço se mantiveram dentro dos padrões de excelência 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. A evolução desses indicadores, apresentada no quadro a seguir, refletem o resultado dos investimentos realizados, bem como das ações de manutenção preventiva, obras de melhoria e inovação realizados nos ativos do sistema elétrico de distribuição.

Bandeira Tarifária R$ Mil

Receita 282.496

Custo Mensal (290.069)

Repasse CCRBT* 15.808

Page 7: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

Atendimento ao consumidor - 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 atendimento 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 comerciais 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 atendimentos. 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 também 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 poderes 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 institucional da concessionária com os órgãos públicos. PRINCIPAIS DADOS DAS INSTALAÇÕES ELÉTRICAS

Page 8: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

Tecnologia da informação 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 significativos à respeito da percepção do cliente sobre as tendências tecnológicas oriundas das redes inteligentes, 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. Novos negócios e parcerias No âmbito da 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 substituição aos ineficientes, como 59.988 lâmpadas fluorescentes compactas e 2.067 geladeiras. Promoveu 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 integrado de eficiência energética, através de contrato de performance, da elaboração de projeto, montagem 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 seguro da energia a 10 municípios, atendendo 1.139 professores de 247 escolas da rede pública de ensino, 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 interagindo diretamente com os alunos através de experimentos científicos, jogos educativos, filme em 3D sobre os caminhos da energia e folderes explicativos. Desempenho econômico-financeiro A receita operacional líquida apresentou uma evolução positiva de 30,6% em 2015 em relação à 2014, atingindo R$ 2.772 milhões. Esse resultado é explicado principalmente por: 1) Aumento de R$ 2.082 milhões da receita bruta, principalmente em virtude dos seguintes fatores: i) Aumento das receitas de fornecimento a clientes cativos e livres (R$ 1.586,6 milhões) em razão do aumento de 26,8% da tarifa decorrente da Revisão Tarifária Extraordinária; ii) Aumento de Subvenções vinculadas ao Serviço (R$ 92,0 milhões) e; iii) Aumento da constituição dos ativos e passivos financeiros setoriais (R$ 300,5 milhões). 2) Aumento das deduções da receita operacional em R$1.416,0 milhões, principalmente em virtude dos seguintes fatores: i) Aumento dos tributos sobre a receita (ICMS e PIS/COFINS) em R$ 586,9 milhões; ii) Aumento dos encargos ao consumidor em R$ 845,9 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$ 2.586,8 milhões em 2015, 31,4% 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 relação ao ano anterior atingindo o montante de R$ 506,1 milhões que se deve principalmente a: i) aumento de R$ 4,9 milhões em Pessoal devido ao Plano de Incentivo a Aposentadoria; ii) 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 e encargos setoriais de transmissão totalizaram em 31 de dezembro 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, reflexo da variação do dólar e; ii) elevação de R$ 646,0 milhões devido aos recursos da conta ACR que ocorram em 2014.

Page 9: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

O Resultado Financeiro do período de doze meses findo em 31 de dezembro de 2015 foi R$ 156 milhões negativos, maior em R$ 110 milhões comparados ao resultado financeiro de R$ 45,9 milhões negativos de 2014, principalmente pelo aumento da atualização financeira dos ativos e passivos 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 milhões). Pelos motivos ressaltados anteriormente a EDP Escelsa apresentou um Lucro Líquido de R$ 65,1 milhões em 31 de dezembro de 2015, inferior em 18,9% ao registrado no ano anterior. O EBITDA ou LAJIDA, lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização foi de R$ 312 milhões, superior em 9,8% a 2014, que foi de R$ 284 milhões, conforme evolução abaixo:

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 capitalizados, ficando 3,0% abaixo do mesmo período do ano anterior. No período os juros capitalizados representam R$ 0,6 milhão do total. Os investimentos realizados foram destinados a obras estruturantes 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 Ultrapassagem de Demanda e consumo de Energia Reativa Excedente (PRORET 2.7) reduz a Receita 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 originários dessas Obrigações Especiais. Evolução e Projeção dos Investimentos O quadro a seguir apresenta os últimos dois anos e os próximos cinco anos do Plano de Desenvolvimento de Distribuição em Maquinas e Equipamentos. Os valores contemplam as adições brutas do ativo em serviço.

306.676

340.945

261.935

284.021 311.996

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

2011 2012 2013 2014 2015

EBITDA ou LAJIDA

Page 10: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

Comparativo dos Investimentos em Máquinas e Equipame ntos da Distribuição

1 Variação entre valores planejados e realizados em 2015:

“Realização menor devido à necessidade de repriorização dos projetos em função do atraso nas obras de rede básica e desaceleração da economia, face ao previsto no ciclo anterior. ”

2 Variação entre valores planejados entre os anos de 2016 a 2019.

“Para os anos 2016 e 2017 houve necessidade de revisão dos investimentos planejados devido à repriorização dos projetos ocorrida em 2015. Para os anos 2018 e 2019, houve replanejamento dos investimentos na alta tensão, principalmente aqueles vinculados aos novos empreendimentos de rede básica, contemplados no leilão de transmissão de 2015 (sem lances) e previstos no próximo leilão, no dia 13/04/16, cujo prazo para conclusão é 36 meses após a assinatura do contrato. ”

Captações de recursos: Para viabilizar o programa de investimentos do ano, bem como as demais necessidades, a EDP Escelsa captou um total de R$ 340 milhões em recursos de empréstimos e financiamentos de diversas fontes, destacando-se a operação contratada junto pela Outorgada junto ao Citibank sob a lei nº 4131 no valor de R$ 100 milhões contratada em 29 de maio pelo prazo de 4 anos. Os recursos adicionais foram tomados junto ao BNDES referente ao contrato de 28 de dezembro de 2014.

Plano de Desenvolvimento 2014 2015 2016 2017 2018 2019 202 0

de Distribuição Realizado Realizado Projetado Projetado Projetado Projet ado Projetado

AIS Bruto 203.140 175.174 215.498 236.332 243.523 253.462 250.957

Transformador de Distribuição 7.862 26.635 22.451 21.292 22.342 23.609 24.553

Medidor 10.752 22.736 25.475 24.126 26.102 27.688 28.795

Redes Baixa Tensão ( < 2,3 kV) 5.968 6.661 6.488 7.097 7.381

Redes Média Tensão (2,3 kV a 44 kV) 149.254 92.563 110.368 108.178 113.022 110.810 102.600

Redes Alta Tensão (69 kV) 581 - 4.126 2.791 1.770 12.104 12.588

Redes Alta Tensão (88 kV a 138 kV) 2.332 4.821 16.217 30.018 15.878 28.194 29.322

Subestações Média Tensão (primário 30 kV a 44 kV)

9.214 2.140 5.938 10.198 7.111 4.164 4.331

Subestações Alta Tensão (primário de 69 kV) 3.943 10.828 948 7.257 9.310 9.339 9.712

Subestações Alta Tensão (primário 88 kV a 138 kV) 15.864 14.452 17.941 22.503 38.403 26.793 27.865

Demais Máquinas e Equipamentos 3.338 999 6.066 3.308 3.097 3.664 3.810

Obrigações Especiais do AIS Bruto (18.670) (23.575) - - - - -

Participações, Doações, Subvenções, PEE, P&D, Universalização

(18.670) (23.575)

Realizado

2015 2016 2017 2018 2019 2020

Plano de Investimentos em 2015 175.174 215.498 236.332 243.523 253.462 250.957

Projetado

2014 2016 2017 2018 2019

Plano de Investimentos em 2014 225.451 188.717 197.815 339.373 127.764

Variação -22% 14% 19% -28% 98%

Projetado

Projetado

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

Page 11: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

Valor adicionado: Em 2015, o valor adicionado líquido gerado como riqueza pela Outorgada foi de R$ 2,6 bilhões, representando 50% da Receita operacional bruta, com a seguinte distribuição:

Política de reinvestimento e distribuição de dividendos: Aos acionistas é garantido estatutariamente um dividendo mínimo de 25% calculado sobre o lucro líquido do exercício, ajustado de conformidade com a legislação societária vigente.

Entretanto, a Outorgada optou por pagar juros sobre o capital próprio, de acordo com o artigo 90 da Lei no 9.249, de 26 de dezembro de 1995, que permitiu a sua dedutibilidade, para fins de imposto de renda e contribuição social. No exercício de 2015, a Outorgada pagou a título de juros sobre o capital próprio o montante de R$ 37.947 (Não houve pagamento a título de juros sobre o capital próprio em 2014).

Além disso, a Outorgada constituiu reserva legal de 5% do lucro líquido do exercício, limitada a 20% do capital social e para atender ao seu projeto de investimento, a Outorgada reteve o saldo remanescente do lucro líquido do exercício como Reserva de Lucros para Expansão, de modo a assegurar a realização de obras no exercício seguinte, devidamente justificado pelo orçamento de capital pela Outorgada.

Composição acionária : Em 31 de dezembro de 2015 o capital social da Companhia era de R$ 650.572.403,40 milhões, composto por 5.876,012 milhões de ações ordinárias nominativas sem valor nominal, pertencente 100% a acionista EDP – Energias do Brasil S.A.. Atendimento a acionistas: Coerente com a filosofia de postar-se diante do mercado como uma empresa transparente, moderna e aberta, a Outorgada coloca à disposição dos seus acionistas e dos investidores a Central de Atendimento aos Acionistas, instalada na sua sede na Rua Gomes de Carvalho, nº 1996 – 7º andar, Vila Olímpia – São Paulo. A Central presta informações sobre dividendos, cotação das ações da Companhia, solicitações para a emissão de certificados e crédito dos dividendos, e demais informações para o bom relacionamento entre a Companhia e seus Acionistas. Os mesmos serviços estão disponíveis também por telefone, por meio do número: (11) 2185-5907. Relações com o mercado: Ao longo do ano, a EDP Escelsa recebeu a visita de expressivo número de investidores e analistas do mercado de capitais nacional e internacional, participou de conferências, seminários e reuniões e realizou "road-shows" nos principais centros financeiros do Brasil, da Europa e dos Estados Unidos. Gestão Recursos humanos: Tradicionalmente, a EDP Escelsa é uma empresa que busca a eficiência em seus negócios e processos, a antecipação de riscos e oportunidades e o cumprimento precoce de suas metas e objetivos. 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 Empresa 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 colaboradores, valorizem o capital humano e gerem valor para os clientes e outros stakeholders. O desenvolvimento do projeto foi dividido em quatro etapas – criação, comunicação, disseminação e internalização dos Princípios. 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 estratégias e iniciativas que zelem por segurança, respeito, igualdade, reconhecimento, partilha de conhecimento, entre outros. O objetivo é proporcionar um clima organizacional positivo, com pessoas satisfeitas no trabalho, possibilitando equilíbrio entre a vida profissional e pessoal. Em 2015, a Companhia desenvolveu um novo modelo de avaliação por competências, visando adequar 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 Pessoas serão contemplados, facilitando a interação com ferramentas de avaliação, recrutamento, carreira, 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.

Page 12: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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 adaptação na Empresa. O quadro de pessoal próprio da EDP Escelsa, ao final de 2015, foi de 971 colaboradores e 2 colaboradores da alta direção em regime estatutário, totalizando 973. Adicionalmente contou com a participação de 2 conselheiros, 47 estagiários e 39 aprendizes. A taxa de rotatividade da EDP Escelsa em 2015 foi de 6,53%. Em 2015, a Companhia criou o Projeto de Diversidade, que desenvolve iniciativas em gestão de pessoas 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. 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 presente, 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. 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 últimas quatro edições da pesquisa. 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. Os programas de saúde e qualidade de vida na EDP são desenvolvidos sob duas vertentes: Medicina Ocupacional e Qualidade de Vida. O primeiro está associado à prevenção de doenças decorrentes 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. Mais do que um conceito, segurança é uma questão de atitude na EDP Escelsa. A estratégia de gestão sustenta sua atuação em três princípios: Pessoas, Saúde e Segurança no Trabalho (SST) e Processos. 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 frequência e gravidade foram de 2,40 e 338 respectivamente. No mesmo ano, foram registrados 10 acidentes 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. A EDP Escelsa realiza diversas iniciativas com o intuito de promover atitudes preventivas que priorizem 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. 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 orientações das Políticas de Inovabilidade e de Responsabilidade Social. Em 2014 para garantir a melhoria 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 iniciativas 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 evolução do projeto InovCity nos municípios de Domingos Martins e Marechal Floriano, na região serrana do Estado.

Page 13: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

Cerca de 6 mil unidades consumidoras estão atendidas e o projeto envolve seis vertentes: medição inteligente, eficiência energética, mobilidade elétrica, iluminação pública eficiente, geração distribuída, educação energética e desenvolvimento social. 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. Durante o ano de 2015 a EDP Escelsa Através do IEDP investiu em projetos, como, Bancos Comunitários 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, promoveu 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 Natal”. Essa atuação proporcionou a conquista pelo Selo Empresa Amiga da Criança. 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 forma, a distribuidora possui um convênio de cooperação técnica com o Instituto de Defesa Agropecuária 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 Espírito 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 organização, compreendem investimentos de natureza ambiental da EDP Escelsa. 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 serviços 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 prestou 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 contratação 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 declaramos que revisamos e concordamos com as demonstrações financeiras e também com os Relatórios 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”) emitidas pelo International Accounting Standards Board (“IASB”). Agradecimentos Registramos nossos agradecimentos aos membros do Conselho de Administração pelo apoio prestado no debate e encaminhamento das questões de maior interesse da EDP Bandeirante. Nossos reconhecimentos à dedicação e empenho do quadro funcional, extensivamente a todos os demais que direta ou indiretamente contribuíram para o cumprimento da missão da EDP Bandeirante. São Paulo, 28 de abril de 2016. A Administração

Page 14: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

Ativo Circulante Caixa e equivalentes de caixa 6 228.845 230.040 Consumidores 7 638.582 432.210 Concessionárias e Permissionárias 7 42.409 39.654 Ativos Financeiros Setoriais 8 443.430 123.509 Tributos Compensáveis 9 26.286 30.258 Serviços em Curso 12 33.863 37.810 Depósitos Judiciais e Cauções 13 75 1.542 Almoxarifado Operacional 14 5.909 5.675 Despesas Pagas Antecipadamente 15 799 75 Outros Ativos Circulantes 16 118.434 103.554

1.538.632 1.004.327 Ativo Não circulante

Consumidores 7 16.213 12.326 Concessionárias e Permissionárias 7 2.895 Ativos Financeiros Setoriais 8 193.265 295.443 Tributos Compensáveis 9 22.123 19.288 Depósitos Judiciais e Cauções 13 77.291 103.604 Tributos Diferidos 10 202.548 170.929 Bens e Direitos para Uso Futuro 17.1 910 887 Outros Ativos Não Circulantes 16 656 1.768 Bens e Atividades Não Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica 17.2 5.832 5.855

Imobilizado 18 2.072.851 2.054.611 Intangível 19 85.973 82.399

2.680.557 2.747.110

TOTAL DO ATIVO 4.219.189 3.751.437

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

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

(Em milhares de reais)

1

Page 15: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

PASSIVO 31/12/2015 31/12/2014

Passivo Circulante Fornecedores 21 424.494 384.438 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 22 132.232 408.076 Obrigações Sociais e Trabalhistas 24 35.576 27.673 Benefício Pós-Emprego 25 27.594 20.814 Tributos 9 148.556 85.534 Encargos Setoriais 26 148.630 84.228 Provisão para Litígios 27 2.514 1.067 Dividendos Declarados e Juros Sobre Capital Próprio 28.3 37.946 42.053 Passivos Financeiros Setoriais 8 249.276 28.452 Outros Passivos Circulantes 16 47.419 25.552

1.254.237 1.107.887 Não circulante

Fornecedores 21 1.854 Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 22 692.490 458.434 Benefício Pós-Emprego 25 429.313 323.397 Tributos 9 19.540 29.937 Encargos Setoriais 26 8.473 428 Provisão para Litígios 27 65.595 54.176 Tributos Diferidos 10 113.248 121.475 Passivos Financeiros Setoriais 8 123.451 161.392 Outros Passivos Não Circulantes 16 229 247 Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica 20 427.000 404.094

1.879.339 1.555.434 TOTAL DO PASSIVO 3.133.576 2.663.321

Patrimônio líquidoCapital Social 28 650.572 443.815 Reservas de Capital 28.4 20.615 101.035 Outros Resultados Abrangentes 28.5 (6.544) 86.979 Reservas de Lucros 28.5 508.845 510.982 Prejuízos Acumulados (87.875) (54.695)

Total do Patrimônio Líquido 1.085.613 1.088.116 TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 4.219.189 3.751.437

- -

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

(Em milhares de reais)

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

2

Page 16: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

Nota 31/12/2015 31/12/2014Operações em ContinuidadeReceita / Ingresso 29

Fornecimento de energia elétrica 2.407.127 1.459.361 (-) Transferências (22.616) (20.905) Suprimento de energia elétrica 146.595 104.848 Energia Elétrica de Curto Prazo 58.085 (314) Disponibilização do sistema de transmissão e distribuição 1.956.649 1.309.509 Ativos e Passivos Financeiros Setoriais 393.697 93.132 Serviços cobráveis 5.984 10.336 Doações, contribuições e subvenções vinculadas ao serviço concedido 258.948 166.859

TributosICMS (1.026.321) (645.480) PIS (85.988) (45.741) Cofins (396.063) (230.241) ISS (229) (190)

Encargos - Parcela "A"Pesquisa e Desenvolvimento - P&D (13.895) (9.428) Programa de Eficiência Energética - PEE (13.895) (10.421) Consta de Desemvolvimento Econômico - CDE (584.114) (39.436) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE (3.335) (3.480) Bandeiras tarifárias - CCRBT (293.362) PROINFA - Consumidores Livres (15.673) (15.606)

Receita liquida / Ingresso liquido 2.771.594 2.122.803

Custos não gerenciáveis - Parcela "A"Energia elétrica comprada para revenda (1.942.961) (1.382.585) Encargo de transmissão, conexão e distribuição (137.738) (120.755)

Resultado antes dos custos gerenciáveis 690.895 619.463

Custos gerenciáveis - Parcela "B"Pessoal e administradores 30.1 (133.075) (128.219) Material (10.079) (11.742) Serviços de terceiros (148.059) (138.281) Arrendamento e aluguéis (1.756) (1.740) Seguros (926) (907) Doações, contribuições e subvenções (954) (873) Provisões (54.810) (22.910) Perdas na alienação de bens e direitos (26.651) (25.032) (-) Recuperação de despesas 4.492 6.476 Tributos (2.061) (2.166) Depreciação e amortização (127.181) (129.209) Gastos diversos (24.155) (17.563) Outras Receitas Operacionais 20.668 16.472 Outras Despesas Operacionais (1.533) (8.957)

Resultado da Atividade 184.815 154.812 Resultado Financeiro 31 (155.975) (45.923) Receitas financeiras 138.297 143.571 Despesas financeiras (294.272) (189.494)

Resultado Antes dos Impostos Sobre o Lucro 28.840 108.889 Despesa com Impostos sobre o Lucro 32 (8.379) (28.610) Reversão de juros sobre capital próprio 44.643

Resultado Líquido das Operações em Continuidade 65.104 80.279

- - As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. - ESCELSADEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS REGULATÓRIOS

EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO (Em milhares de reais, exceto quando indicado)

3

Page 17: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

2015 2014

Resultado líquido do exercício 65.104 80.279

Outros resultados abrangentesReavaliação de Elementos do Ativo (43.189) (45.541) IR/CS Diferido s/ Reavaliação de Elementos do ativo 14.684 15.484 Ganhos e (perdas) atuariais - Benefícios pós-emprego (98.511) 121.656 IR/CS Diferido s/ Benefícios pós-emprego 33.493 (41.363)

Resultado abrangente do exercício (28.419) 130.515

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

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

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

4

Page 18: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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 28.840 108.889 Ajustes para conciliar o lucro ao caixa oriundo das atividades operacionaisAjustes para conciliar o lucro ao caixa oriundo das atividades operacionais1 - -

PIS e COFINS diferidos PIS e COFINS diferidos1 103 Provisão para créditos de liquidação duvidosa e perdas líquidasProvisão para créditos de liquidação duvidosa e perdas líquidas1 36.254 11.490 Depreciações e amortizações Depreciações e amortizações1 127.181 129.209 Ganhos e perdas na alienação de bens e direitosGanhos e perdas na alienação de bens e direitos1 25.283 29.820 Ativos e passivos financeiros setoriais Ativos e passivos financeiros setoriais1 (20.772) (140.497) Juros sobre Capital próprio 44.643 Fornecedores - atualização monetária - Energia livreFornecedores - atualização monetária - Energia livre1 5.087 3.771 Encargos de dívidas e variações monetárias sobre empréstimos, financiamentos e debêntures

Encargos de dívidas e variações monetárias sobre empréstimos, 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 trabalhistasProvisões (reversões) e atualizações monetárias cíveis, fiscais e trabalhistas1 28.934 20.037 Provisões para licenças ambientais - atualização monetária e AVPProvisões para licenças ambientais - atualização monetária 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 monetáriaCauções e depósitos vinculados a litígios - atualização 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 operaciona is 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 investime nto (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 debênturesAmortização do principal de empréstimos, financiamentos 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 ativ idades de financiamento (144.716) 66.110

(Redução) aumento líquido de caixa e equivalentes d e 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

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. - ESCELSADEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA REGULATÓRIAS

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

5

Page 19: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

Saldos em 31 de dezembro de 2013 376.022 101.035 439.253 36.743 16.544 969.597

Aumento de capital - AGO de 10/04/2014 67.793 - (67.793) - - - Lucro líquido societário do exercício - - - - 181.575 181.575 Destinação do lucro - Constituição 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) -

Diferenças regulatórias no exercício (71.239) (71.239)

Outros resultados abrangentes - Reavaliação de Elementos do Ativo (45.541) (45.541) Reavaliação de Elementos do Ativo IR/CS Diferido 15.484 15.484

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

Saldos em 31 de dezembro de 2014 443.815 101.035 510.982 86.979 (54.695) 1.088.116

Saldos em 31 de dezembro de 2014 443.815 101.035 510.982 86.979 (54.695) 1.088.116

Aumento de capital - AGE 29/12/2015 206.757 (80.420) (84.283) - - 42.054 Lucro líquido societário 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) -

Diferenças regulatórias no exercício - - - - (33.180) (33.180)

Outros resultados abrangentes - - - - - - Reavaliação de Elementos do Ativo (43.189) (43.189) Reavaliação de Elementos do Ativo IR/CS Diferido 14.684 14.684

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

Saldos em 31 de dezembro de 2015 650.572 20.615 508.845 (6.544) (87.875) 1.085.613

Outros resultados

abrangentes

ESPÍRITO SANTO CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. - ESCELSA

(Em milhares de reais)

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

Total

Total

DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO REGULATÓRIAS

Lucros acumulados

Lucros acumulados

Capital socialReservas de capital

Reservas de lucros

Outros resultados

abrangentes

Capital socialReservas de

capitalReservas de

lucros

6

Page 20: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

1

2

3

4.4.1

4.2

4.2.1

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

Concedente: fiscalização do cumprimento do contrato; garantir a prestação do serviço de forma adequada; prorrogar o prazo do contrato, se fornecessário, para garantir a qualidade do atendimento a custos adequados; reajustar as tarifas para garantir o equilíbrio econômico-financeiro docontrato; e quando receber a concessão deverá indenizar, conforme disposto na lei, as parcelas dos investimentos vinculados, não amortizados oudepreciados na data da reversão, descontado, no caso da caducidade, o valor das multas contratuais e dos danos causados 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 pelo suprimento deenergia elétrica as tarifas homologadas pela Concedente; e efetuar os investimentos necessários para garantir a prestação do serviço.

Base de preparação

Concessão da Companhia

Setor Elétrico no Brasil

Base de preparação e apresentação das Demonstrações Contábeis Regulatórias

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.

Práticas contábeis

Reserva de reavaliação: É realizada proporcionalmente à depreciação, baixa ou alienação dos respectivos bens reavaliados, mediante atransferência da parcela realizada para lucros acumulados líquida dos efeitos de imposto de renda e contribuição social (Nota 28). Para fins dacontabilidade societária, a Lei 11.638/2007 permitiu a manutenção dos saldos de reservas de reavaliação existentes em 31 de dezembro de 2007 atéa sua efetiva realização. A reavaliação compulsória foi estabelecida pela ANEEL. A reavaliação foi registrada em dezembro de 2015 de acordo com osmontantes homologados pela ANEEL conforme Nota Técnica Nº 320/2013-SRE/ANEEL, de 24 de julho de 2013.

As Demonstrações Contábeis para fins regulatórios foram preparadas de acordo com as normas, procedimentos e diretrizes emitidos pelo ÓrgãoRegulador e conforme as políticas contábeis estabelecidas na declaração de práticas contábeis.

Essas demonstrações foram preparadas em consonância com as orientações emitidas pelo Órgão Regulador para Demonstrações Contábeisdeterminadas no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico aprovado pela Resolução Normativa Nº 605, de 11 de março de 2014. As DemonstraçõesContábeis para fins regulatórios são separadas das Demonstrações contábeis estatutárias societárias da outorgada. Há diferenças entre as práticascontábeis adotadas no Brasil e a base de preparação das informações previstas nas demonstrações para fins regulatórios, uma vez que as InstruçõesContábeis para fins Regulatórios especificam um tratamento ou divulgação alternativos em certos aspectos. Quando as Instruções ContábeisRegulatórias não tratam de uma questão contábil de forma específica, faz-se necessário seguir as práticas contábeis adotadas no Brasil.

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

O fornecimento de energia elétrica a varejo pela Companhia é efetuado de acordo com o previsto nas cláusulas de seus contratos de concessão delongo prazo de venda de energia.

De acordo com os contratos de concessão de distribuição, essa Outorgada está autorizada a cobrar de seus consumidores uma taxa pelofornecimento de energia consistindo em dois componentes: (1) uma parcela referente aos custos de geração, transmissão e distribuição de energianão gerenciáveis (“Custos da Parcela A”); e (2) uma parcela de custos operacionais (“Custos da Parcela B”). Ambas as parcelas são estabelecidascomo parte da concessão original para determinados períodos iniciais. Subsequentemente aos períodos iniciais, e em intervalos regulares, a ANEELtem a autoridade de rever os custos da Companhia, a fim de determinar o ajuste da inflação (ou outro fator de ajuste similar), caso existente, aosCustos da Parcela B (“Ajuste Escalar”) para o período subsequente. Esta revisão poderá resultar num ajuste escalar com valor positivo, nulo ounegativo.Adicionalmente aos ajustes referentes aos Custos da Parcela A e Parcela B mencionados acima, a concessão para fornecimento de energia elétricatêm um ajuste tarifário anual, baseado em uma série de fatores, incluindo a inflação. A Companhia pode agora requisitar reajustes tarifários resultantesde eventos significativos que abalem o equilíbrio econômico-financeiro dos seus negócios. Outros eventos normais ou recorrentes (como altas nocusto da energia comprada, impostos sobre a receita ou ainda a inflação local) também têm permissão para serem absorvidos por meio de aumentostarifários específicos. Quando a Outorgada solicita um reajuste tarifário, se faz necessário comprovar o impacto financeiro resultante destes eventosnas operações.

A Administração da Companhia aprovou a emissão das Demontrações Contábeis Regulatórias em 28 de abril de 2016.

Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Ene rgia Elétrica: Estão representadas pelos valores nominais recebidos ou pelo custodos bens recebidos de consumidores das concessionárias e de consumidores não cooperados das permissionárias, para realização deempreendimentos necessários ao atendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica. Essas obrigações são acrecidas do valor dereavaliação homologado pela ANEEL por meio do laudo de avaliação da Base de Remuneração Regulatória conforme Nota Técnica Nº 320/2013-SRE/ANEEL, de 24 de julho de 2013. Esta conta é amortizada pela taxa média de depreciação dos ativos correspondentes a essas obrigações,conforme legislação vigente.

Principais Práticas Contábeis RegulatóriasAs práticas contábeis utilizadas são as mesmas adotadas nas Demonstrações Contábeis Societárias, exceto quanto ao que se estabelece abaixo:

Imobilizado em serviço: Registrado ao custo de aquisição ou construção, acrescidos do valor de reavaliação homologado pela ANEEL por meio dolaudo de avaliação da base de Remuneração Regulatória conforme Nota Técnica Nº 320/2013-SRE/ANEEL, de 24 de julho de 2013. A depreciação écalculada pelo método linear, tomando-se por base os saldos contábeis registrados conforme legislação vigente. As taxas anuais de depreciaçãoestão determinadas nas tabelas anexas à Resolução vigente emitida pelo Órgão Regulador.

O valor residual é determinado considerando a premissa de existência de indenização de parcela não amortizada de bens pela taxa de depreciaçãoregulatória e o prazo de vigência da outorga (concessão, permissão e/ou autorização). O valor residual de um ativo pode aumentar ou diminuir emeventuais processos de revisão das taxas de depreciação regulatória.O resultado na alienação ou na retirada de um item do ativo imobilizado é determinado pela diferença entre o valor da venda e o saldo contábil doativo e é reconhecido no resultado do exercício.

Imobilizado em curso: A Outorgada agrega mensalmente ao custo de aquisição do imobilizado em curso os juros, as variações monetárias ecambiais, e demais encargos financeiros incorridos sobre empréstimos e financiamentos diretamente atribuídos à aquisição ou constituição de ativoqualificável considerando os seguintes critérios para capitalização: (a) período de capitalização correspondente à fase de construção do ativoimobilizado, sendo encerrado quando o item do imobilizado encontra-se disponível para utilização; (b) utilização da taxa média ponderada dosempréstimos vigentes na data da capitalização; (c) o montante dos juros, as variações monetárias e cambiais, e demais encargos financeiroscapitalizados mensalmente não excedem o valor das despesas de juros apuradas no período de capitalização; e (d) os juros, as variações monetáriase cambiais e demais encargos financeiros capitalizados são depreciados considerando os mesmos critérios e vida útil determinada para o item doimobilizado ao qual foram incorporados.

7

Page 21: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

4.3

4.4

4.5

4.6

4.7

55.1

5.1.1

IFRS 15 - Receitas de Contratos com clientes (com e feito 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 contratos comclientes.A norma enfatiza o reconhecimento da receita como transferência ou promessa de bens ou serviços a clientes que reflete sua consideração de qual 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 nova norma, osarrendatários passam a reconhecer o passivo dos pagamentos futuros e o direito de uso do ativo arrendado para praticamente todos os contratos dearrendamento mercantil, incluindo os operacionais. Os critérios de reconhecimento e mensuração dos arrendamentos nas demonstrações financeiras A Administração da Companhia acredita que as IFRS 9, 15 e 16 possam gerar efeitos nos montantes reportados nas demonstrações financeiras, noentanto, não é possível fornecer estimativa razoável desse efeito até que a Companhia efetue uma revisão detalhada desses impactos.

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

Redução ao valor recuperávelAtivo financeiro

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) SegurançaEnergética do Encargo de Serviço do Sistema - ESS; (ii) despacho térmico; (iii) risco hidrológico; (iv) cotas de Itaipu; (v) exposição ao mercado decurto prazo; e (vi) excedente da Conta de Energia de Reserva - CONER. Os eventuais custos não cobertos pela receita são considerados no processotarifário subsequente.

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

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 pela Câmara deComercialização de Energia Elétrica - CCEE.

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

IFRS 9 - Instrumentos Financeiros (com efeito a par tir 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 de passivosfinanceiros e para desreconhecimento. Outra revisão da IFRS 9 emitida em julho de 2014 incluiu principalmente: (i) requerimentos de impairment paraativos financeiros passando para o modelo de perdas esperadas e incorridas, em substituição ao modelo atual de perdas incorridas; (ii) novos critérios

Na elaboração das demonstrações financeira é requerido que a Administração da Companhia se baseie em estimativas para o registro de certastransações 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 dessas estimativas,devido a imprecisões inerentes ao processo de sua determinação. A Companhia revisa as estimativas e premissas pelo menos trimestralmente, excetoquanto ao Plano de benefícios pós-emprego que é revisado semestralmente e a redução ao valor recuperável que é revisada conforme critériosdetalhados na nota 4.6.

Bandeiras tarifárias

No exercício o valor faturado, líquido de impostos, a título de Bandeira tarifária foi de R$293.362 (Notas 29 e 32).

Base de mensuraçãoAs demonstrações financeiras foram elaboradas considerando o custo histórico como base de valor e determinados ativos e passivos financeirosmensurados ao valor justo. O Imobilizado, Intangível e Obrigações especiais estão com seus valores reavaliados, conforme Laudo da Base deRemuneração Regulatória - BRR.

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 Concessionárias que sãoavaliados mensalmente (Nota 7.5). São considerados ativos não recuperáveis quando há evidências de que um ou mais eventos tenham ocorridoapós o reconhecimento inicial do ativo financeiro e que eventualmente tenha resultado em efeitos negativos no fluxo estimado de caixa futuro doinvestimento.

Quando tais evidências são identificadas e o valor contábil líquido excede o valor recuperável é constituída provisão ajustando o valor contábil líquidoao 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 7.5); Ativos financeirossetoriais (Nota 8); Fornecimento não faturado (Nota 7); Transações realizadas no âmbito da CCEE (Notas 7 e 21.3); Recuperação do imposto de renda e contribuição social diferidos sobre prejuízos fiscais, bases negativas e diferenças temporárias (Nota 10); Mensuração a valor justo de instrumentosfinanceiros (Nota 33.1.3); Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas (Nota 27.1); e Planos de benefícios pós-emprego (Nota 25).

Moeda funcional e moeda de apresentação

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 de BandeirasTarifárias. Este mecanismo tem como objetivo sinalizar aos consumidores os custos da geração de energia elétrica de cada mês, sendo dividido em 3bandeiras: verde, amarela e vermelha. A cada mês, as condições de operação do sistema são reavaliadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico– ONS, que define a melhor estratégia de geração de energia para atendimento da demanda. A partir dessa avaliação, define-se as térmicas quedeverão ser acionadas. Se o custo variável da térmica mais cara for menor que R$200/MWh, então a bandeira é verde. Se estiver entre R$200/MWh eR$388,48/MWh, a bandeira é amarela. E se for maior que R$388,48/MWh, a bandeira será vermelha.

Eventos significativos no exercícioRegulamentações do Setor de Energia

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

8

Page 22: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

5.1.2

5.1.3

5.1.4

5.2

5.3

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

6

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

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 cobertura tarifáriarelativa a: (i) à exposição contratual involuntária a pagar; (ii) ao despacho termoelétrico relativo aos Contratos de Comercialização de Energia Elétricano Ambiente Regulado na modalidade por disponibilidade a receber; e (iii) ao risco hidrológico a receber. Este montante foi deduzido no valorrepassado à CCEE em 31 de março de 2015 e registrados a crédito da rubrica de Ativos e passivos setoriais (Nota 8).

Ressarcimento Conta-ACR

v) 14º Leilão de Energia Existente; e

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

Em 27 de fevereiro de 2015, por meio da Resolução Homologatória nº 1.859, a ANEEL acatou o pedido de RTE das distribuidoras de energia elétrica.A revisão das tarifas foi necessária face ao distanciamento entre os custos efetivos e a cobertura tarifária existente para os itens: (i) Conta deDesenvolvimento 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% aos componentesfinanceiros decorrentes do processo tarifário anterior.

O valor faturado no exercício, líquido de impostos, a título de RTE foi de R$283.396 no exercício de 2015 (Nota 8).

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

iii) Encargo de Serviço do Sistema por Segurança Energética; iv) Reajuste da Tarifa de Itaipu;

vi) 18º Leilão de Ajuste.

Em 28 de abril de 2015, a ANEEL aprovou, por meio da Resolução Normativa nº 660, alterações na metodologia aplicável aos processos de RevisãoTarifária Periódica das distribuidoras de energia elétrica, válidas para os processos realizados a partir de 06 de maio de 2015 conforme descritos naNota 37.1.

Alterações na metodologia aplicável ao processo de Revisão Tarifária

Caixa e equivalentes de caixa incluem o caixa, os depósitos bancários e os investimentos de curto prazo com liquidez imediata, que são prontamenteconversíveis em um montante conhecido de caixa, com baixo risco de variação no valor de mercado, sendo demonstrados ao custo acrescido de jurosauferidos até a data do balanço que equivalem ao valor justo. As aplicações financeiras possuem opção de resgate antecipado 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 Companhia aplicado apartir de 7 de agosto de 2015 conforme descritos na nota 37.5.

Reajuste Tarifário 2015

Caixa e equivalentes de caixa

Captações de recursosNo exercício a Companhia realizou as seguintes captações de recursos.

Revisão Tarifária Extraordinária - RTE

i) Exposição Involuntária ao Mercado de Curto Prazo – MCP;ii) Risco Hidrológico dos Contratos de Cota de Garantia Física – CCGF;

O cálculo do valor justo das aplicações financeiras é baseado nas cotações de mercado do papel ou informações de mercado que possibilitem talcálculo, 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 na nota 28.

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

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

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 da InstituiçãoFinanceira.

9

Page 23: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

7

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

ConsumidoresFornecimento faturadoResidencial 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 - 0,00Federal 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 7.1 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 7.2 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 e PermissionáriasSuprimento 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 7.3 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 7.4 482.144 146.608 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

ConsumidoresFornecimento faturadoResidencial 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 0,00Municipal 44 0,00 44 -

Iluminação pública 132 0,00 132 - Serviço público 8 (8) - -

(-) Ajuste a valor presente 7.1 (2.631) 0,00 (2.631) (2.096) 22.408 (6.195) 16.213 12.326

Concessionárias e PermissionáriasOutros créditos 7.3 2.895 0,00 2.895 -

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

Consumidores, Concessionárias e Permissionárias

Corrente Vencida

Valores Correntes

Renegociada a Vencer Renegociada Vencida

Valores Renegociados

10

Page 24: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

7.1

7.2

7.3

7.4

7.5

Saldo em 31/12/2014 Provisão

Recebimen-to

Parcelamen-to Perdas

Saldo em 31/12/2015

ConsumidoresResidencial (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)

7.5.1

7.5.2Para 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 CorrentesPara 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

A exposição da Companhia a riscos de crédito está divulgada na nota 28.2.3.

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 21).

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 5.1.1 e 5.2.

Provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCL D

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.

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 28.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 26).

11

Page 25: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

8Valores 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

181.192 207.194 (153.121) 23.035 (182.818) (48.115) 90.674 118.041 118.041 118.041 3.414 180.804 (22.683) 4.573 0 0 (11.959) 154.149 80.410 73.739 27.739 126.409 2.480 951 1.691 (411) 0 0 (3.119) 1.592 663 928 0 1.592 7.657 3.217 (5.244) 774 0 0 (25) 6.379 5.790 589 5.369 1.010

51 1.719 (594) 109 0 0 1 1.286 979 309 759 528 10.845 62.783 64.508 (10.123) (82.942) 0 (43.830) 1.241 1.241 1.241

7.312 288.911 (73.568) 16.935 0 0 (3.000) 236.590 152.462 84.128 92.370 144.221 3.350 0 (3.350) 0 0 0 - 0 0 0

216.301 745.579 (192.361) 34.892 (265.760) (48.115) 28.742 519.278 359.586 159.693 245.519 273.760 Itens financeiros

169.944 29.554 (25.216) (3.898) (32.390) (54.263) (68.239) 15.492 10.077 5.415 6.210 9.282

308 17.083 6.641 (103) (9.950) 13.979 5.824 8.155 13.979

14.461 22.094 (15.473) 2.270 6.869 30.221 16.676 13.544 6.998 23.222

184.713 68.731 (34.048) (1.731) (32.390) (54.263) (71.320) 59.692 32.577 27.114 13.208 46.483 PIS e COFINS

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

103 0 0 0 0 20.919 21.022 14.564 6.458 9.932 11.090

15.603 21.203 - - - - 20.919 57.725 51.267 6.458 9.932 47.793

Total 416.617 835.513 (226.409) 33.161 (298.150) (102.378) (21.659) 636.695 443.430 193.265 268.659 368.036

PASSIVO

CVA

Aquisição de energia (i) 27.804 0 0 0 0 0 27.351 55.155 23.198 31.957 372 54.783

Custo da Energia de Itaipu (i) 10.474 0 0 0 0 0 (10.474) -

PROINFA 3.931 0 0 0 0 0 (3.459) 472 472 472

Transporte Rede Básica 50 0 0 0 0 0 (24) 26 26 26

ESS 120.470 0 0 0 0 0 (46.615) 73.855 66.771 7.084 61.711 12.144

CDE (ii) 2.446 0 0 0 0 0 (2.425) 21 21 21 0

165.175 - - - - - (35.646) 129.529 90.488 39.041 62.602 66.927 Itens financeiros

0 0 0 0 0 7.501 7.501 3.125 4.376 7.501 Neutralidade da Parcela A 14.027 0 0 0 0 0 (10.528) 3.499 3.499 3.499 Devolução tarifária (iii) 283.396 (67.989) 12.391 0 0 227.798 150.440 77.358 95.183 132.615

Outros 10.646 0 0 0 0 0 (6.246) 4.400 1.724 2.676 4.400

24.673 283.396 (67.989) 12.391 - - (9.273) 243.198 158.788 84.410 98.682 144.516

Total 189.848 283.396 (67.989) 12.391 - - (44.919) 372.727 249.276 123.451 161.284 211.443

Sobrecontratação de energia

(*) IRT - Índice de Reposicionamento Tarifário

Sobrecontratação de energia

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

Neutralidade da Parcela A

Outros

ESSCDE (ii)CCC

Custo da Energia de Itaipu (i)

Valores em constituição

Ativos financeiros setoriais

Aquisição de energia (i)

PROINFATransporte Rede BásicaTransporte de Energia - Itaipu

12

Page 26: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

9

NotaSaldo em

31/12/2014 Adição Atualização monetária Adiantamen-tos

Compensa-ção de tributos

Reclassifica-ção

Transferên-cia

Saldo em 31/12/2015

Ativo - compensáveisImposto de renda e contribuição social 17.130 2.089 985 27.459 (17.258) 405 (21.184) 9.626

ICMS 9.1 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 Atualização monetária 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 9.2 29.939 0 4.473 (14.873) 0 0 19.539

Encargos com pessoal 7.154 33.732 0 (35.959) 0 (49) 0 4.878

Outros 735 3.062 0 0 0 (686) 0 3.111

Total 115.471 1.586.211 4.473 (1.300.674) (17.388) - (234.561) 153.532

Circulante 85.534 133.992

Não circulante 29.937 19.540

Total 115.471 153.532

9.1Do 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 de 2014) referem-se a créditos deICMS decorrente de aquisição de bens que, de acordo com o parágrafo 5º do artigo 20 da Lei Complementar nº 87/96, são compensados à razão de 1/48 avospor mês.

(i) Aquisição de Energia e Custo de Energia de Itaipu: para os últimos processos tarifários foram utilizadas previsões de Preço de Liquidação das Diferenças –PLD e de dólar que não se concretizaram ao longo de 2014 e 2015 frente ao cenário energético e econômico do país. Como a expectativa de preços médiosfoi baseada nos custos estimados de PLD e da moeda americana, que valora a tarifa da energia produzida por Itaipu, o preço médio de compra de energia foisuperior ao preço médio de cobertura homologado nos processos tarifários. Porém, com a criação da Conta Centralizadora de Recursos das BandeirasTarifárias - 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 e incluídos na tarifano início do período tarifário, e aqueles que são efetivamente incorridos ao longo do período de vigência da tarifa. Essa diferença constitui um direito a receberpela Companhia nos casos em que os custos previstos são inferiores aos custos efetivamente incorridos, ou uma obrigação quando os custos previstos sãosuperiores aos custos efetivamente incorridos. São segregados entre ativo e passivo de acordo com a expectativa de homologação nas tarifas pela ANEELnos próximos reajustes tarifários.

ICMS - Compensável

Os valores que compõem os ativos financeiros setoriais são:• Conta de Compensação de Variação dos Valores de Itens da “Pa rcela A” – CVA: É composta pelos custos de aquisição da energia elétrica, de conexãoe de transmissão, além dos encargos setoriais. A CVA deve ser neutra em relação ao desempenho da Companhia, ou seja, os custos incorridos sãointegralmente 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 a composição tarifária,dentre eles: Sobrecontratação de energia ao mercado de curto prazo; Neutralidade dos encargos setoriais; e Exposição financeira no mercado de curto prazopor 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 nosúltimos 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 de referência, a serem homologados nos próximosprocessos tarifários.

São homologados anualmente pela ANEEL e incorporados à tarifa de energia por meio de Reajustes ou Revisões Tarifárias que, na Companhia, ocorrem em7 de agosto.

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

Tributos compensáveis

(iii) Devolução Tarifária: no início de 2015, foram homologadas as RTEs das distribuidoras do Brasil (Nota 5.1.2). Tal medida foi necessária para cobrir,principalmente, a alta no encargo da CDE, acima mencionado. Para simplificar o processo, a ANEEL atualizou somente as tarifas de aplicação, não alterandoas tarifas econômicas, responsáveis pela cobertura tarifária de energia, encargos e transporte. Desta forma, a receita adicional com a RTE é consideradacomo 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 21.1 e24).

13

Page 27: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

9.2

Parcelamentos - REFIS Principal Multa Juros EncargosTotal de

ParcelamentoConversão em

RendaValor 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

10

Nota Circulante31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2015 31/12/2014

PIS e COFINS 10.1 0,00 0,00 14.564 6.458 8.300

Imposto de renda e contribuição social 10.2 157.281 142.268 0,00 0,00 0,00

10.345.267 28.661 106.790 113.175

202.548 170.929 14.564 113.248 121.475

10.1

10.2

10.2.1

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 IR PJ/CSLLPrejuízos 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 10.2.1.1

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 10.2.1.2 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 - -

Composição e base de cálculo

Ativo Não Circulante Resultado

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

Passivo Não Circulante

O montante refere-se a PIS e COFINS diferidos reconhecidos sobre receita relativa aos ativos financeiros setoriais.Imposto de renda e contribuição socialO Imposto de renda e contribuição social diferidos foram registrados sobre prejuízos fiscais, base negativa de contribuição social e diferenças temporárias,considerando as alíquotas vigentes dos citados tributos, de acordo com as disposições da Deliberação CVM nº 599/09, e consideram o histórico derentabilidade e a expectativa de geração de lucros tributáveis futuros fundamentada em estudo técnico de viabilidade.

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

PIS e COFINS

Não Circulante

Passivo

Parcelamentos

Tributos diferidos

Em 2009 a Companhia formalizou junto à Receita Federal do Brasil - RFB a adesão ao programa de redução e parcelamento de tributos federais, conforme aLei 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 de R$44.249 (R$71.460em 31 de dezembro de 2014), os quais aguardam conversão em renda da União (conforme artigo 32 da Portaria PGFN/RFB nº 06/09), ocasião em que seráefetivada a baixa deste passivo e respectivo levantamento da diferença entre o depósito judicial atualizado e a obrigação. Em 30 de junho de 2011, aCompanhia procedeu à consolidação dos débitos incluídos no parcelamento. Em dezembro de 2015 houve a conversão em renda a favor da Companhia novalor de R$17.284 e a favor da União no valor R$14.873 referente ao Processo nº 98.0003956-2, quitando os débitos relativos ao processo. A composição doparcelamento em 31 de dezembro de 2015 está sendo demonstrada a seguir:

Total

Ativo

Não Circulante

Imposto de renda e contribuição social - Diferenças temporárias regulatórias

14

Page 28: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

10.2.1.1

10.2.1.2

10.2.2

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

10.3

11

Além dos valores de dividendos a pagar para sua Controladora (Nota 23.3), os demais saldos de ativos e passivos, bem como as transações da Companhiacom sua Controladora, profissionais chave da Administração e outras partes relacionadas, que influenciaram o resultado do exercício, são apresentados comosegue:

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 peloágio pago pelas incorporadas EDP 2000 Participações Ltda. e EDP Investimentos Ltda. na aquisição de ações da IVEN, na época controladora da EDPEscelsa, o qual foi contabilizado de acordo com as Instruções CVM nº 319/99 e 349/99 e conforme determinação da ANEEL. Está sendo amortizado pelacurva entre a expectativa de rentabilidade da exploração e o prazo de concessão da Companhia, o que resulta em realização anual média do crédito fiscal deR$1.823 até o ano de 2025 (Nota 15.1.1).

Partes relacionadas

A projeção de resultados tributáveis futuros indica que a Companhia apresenta base de cálculo suficiente para recuperação do saldo integral dos créditostributários nos exercícios como demonstrado.A Administração elaborou, em 31 de dezembro de 2015, projeção de resultados tributáveis futuros, inclusive considerando seus descontos a valor presente,demonstrando a capacidade de realização desses créditos fiscais diferidos nos exercícios indicados, a qual foi aprovada pelo Conselho 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 a incorporar a partirde 1º de janeiro de 2015 o mesmo tratamento fiscal nas adições e exclusões temporárias quanto a sua dedutibilidade ou não.

Imposto de renda e contribuição social - Diferenças temporárias regulatóriasRefere-se à Imposto de renda e contribuição social diferidos, calculados à alíquota 34% incidentes sobre a diferença de resultado entre a contabilidadesocietária e regulatória.

15

Page 29: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

Relacionamento Duração 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014 31/1 2/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014 2015 2014Consumidores e concessionáriasRessarcimento 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

Contratos de Compartilhamento dos Serviços de Infraestrutura1

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 serviços Contrato 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)

Lajeado Lajeado2 Controle Comum 181,09 01/01/2009 a 31/12/2038 0,00 0,00 0,00 0,00 6 7 0,00 0,00 (69) (64)

Lajeado Lajeado3 Controle Comum 168,63 01/01/2009 a 31/12/2038 0,00 0,00 0,00 0,00 27 29 0,00 0,00 (225) (209)

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)

Ativo Passivo

Preço praticado (R$/MWh)

ResultadoReceitas (Despesas)

Circulante Não circulante Circulante Não circulante Ope racionais

16

Page 30: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

11.1

11.211.2.1

Conselho de Adminis-

tração Proporção (%)Diretoria

Estatutária Proporção (%) Total Proporção (%) 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%

11.2.2

Conselho de Adminis-tração

Diretoria Estatutária

Conselho de Adminis-

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

12

31/12/2014Apropriação Baixa

31/12/2015

Serviço Próprio - Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 10.175 2.866 (3.880) 9.161

Serviço Prestado Terceiros - Serviços em Curso 1.050 325 (174) 1.201

Serviço Prestado Terceiros - Eficiência Energética 26.537 13.726 (16.920) 23.343

Outros 48 110 158

Total 37.810 17.027 (20.974) 33.863

Valor da menor remuneração individualValor médio da remuneração individual

Os contratos de compartilhamento entre as partes relacionadas são divididos em dois tipos: Contratos de Compartilhamento de Atividades e Alocação deGastos 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 do Brasil eContratantes a EDP Escelsa, EDP Bandeirante e Energest; (ii) Centro Operativo em Carapina – ES, tendo como Contratada a EDP Escelsa e Contratantes aEnergest, EnerPrev, Santa Fé Energia, EDP GRID, Cachoeira Caldeirão, ECE Participações e Investco; e (iii) Filial Energest – MS, tendo como Contratada aEnergest e Contratante a Pantanal.

Os percentuais de rateio devem ser revistos anualmente e, em caso de alterações, os termos aditivos devem ser submetidos à anuência prévia 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 o compartilhamento apartir de agosto de 2015. Em 16 de setembro de 2015, o Grupo EDP - Energias do Brasil solicitou à ANEEL anuência para os Termos de Quitação e OutrasAvenças, objetivando aprovar os pagamentos referentes ao período janeiro a julho, dos Contratos de Cessão de Espaço e Compartilhamento dos Serviços deInfraestrutura, uma vez que foram anuídos sem retroatividade. O pedido encontra-se sob análise da ANEEL.

Controladora direta

a) Contratos de Compartilhamento de Atividades e Alocação d e Gastos: A partir de 1º de janeiro de 2011, a EDP - Energias do Brasil S.A., controladora daCompanhia, é responsável pela contratação dos Contratos de Compartilhamento de Atividades e Alocação de Gastos que contemplam as atividades das áreascorporativas.A distribuição dos gastos de salários e encargos dos gestores corporativos e colaboradores da holding , que formulam políticas e diretrizes a serem seguidaspelas empresas do grupo econômico, e sua apropriação são efetuadas em função das atividades realizadas para cada contraparte, por meio do controle dealocação 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 janeiro de 2013.

Os avais recebidos do acionista estão descritos na nota de Garantias (Nota 35.2).

As operações realizadas com as contrapartes informadas como compartilhamento de gastos e infraestrutura com partes relacionadas ocorreram no cursonormal 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 e na AudiênciaPública n° 072/2014, cujo período de contribuições encerrou-se em 23 de fevereiro de 2015. Quando da publicação do resultado, as empresas terão um prazopara submeterem novo pedido de compartilhamento de recursos humanos e infraestrutura associada à anuência prévia, ficando o contrato atual vigenteprorrogado até a deliberação da ANEEL. b) Contratos de Compartilhamento dos Serviços de Infraestr utura: Em 14 de abril de 2011, a ANEEL por meio do Despacho nº 1.598 anuiu os Contratos deCompartilhamento dos Serviços de Infraestrutura que têm por objeto a distribuição dos gastos com locação de imóveis, gastos condominiais e gastos detelecomunicações entre as empresas: (i) Sede em São Paulo - SP tendo como Contratada a EDP - Energias do Brasil e Contratantes a EDP Escelsa, EDPBandeirante e Energest; (ii) Centro Operativo em Carapina – ES tendo como Contratada a EDP Escelsa e Contratantes a Energest, EnerPrev, Santa Fé, EDPGRID e EDP Renováveis; e (iii) Filial Energest – MS tendo como Contratada a Energest e Contratante a Pantanal. Estes contratos vigoraram de 1º de janeirode 2011 a 31 de dezembro de 2014.

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

Remuneração dos administradoresRemuneração total do Conselho de Administração e d a Diretoria pagos pela Companhia referente ao exerc ício findo em 31 de dezembro (em R$)

(n/a) = Não Aplicável

Serviços em Curso

(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 2015 até 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

Remuneração individual máxima, mínima e média do Conselho d e Administração e da Diretoria Estatutária referente ao exe rcício findo em 31 dedezembro (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 de Gestão de Ativos eAdministrativo. 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 abril de 2015.

2015 2014

Circulante

17

Page 31: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

13

Nota 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014Depósitos judiciais 10.2 e 21 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

14

31/12/2015 31/12/2014

Serviço Público de Energia Elétrica 2.149 1.681

Resíduos e Sucatas - Da Concessão 4.038 4.174

(-) Provisão para perdas em estoque (278) (181)

Total 5.909 5.674

15

31/12/2015 31/12/2014

Prêmios de Seguros 146 75

Outros 653

Total 799 75

16

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

Outros AtivosAdiantamentos 6.346 608 0 0

Descontos tarifários 16.1 103.407 94.985 0 0

Benefícios pós-emprego 25.1.1 0 0 558 717

Bens destinados à alienação 228 368 0 0

Serviços em curso 1.359 1.096 0 29

Serviços prestados a terceiros 2.674 3.013 0

Convênios de arrecadação 4.018 2.565 0 0

Compartilhamento/Serviços entre partes relacionadas 11 0 0 98 36

Outros 402 919 0 986 Total 118.434 103.554 656 1.768

Outras PassivosAdiantamentos recebidos - alienação de bens e direitos 189 1.092 0 0

Contribuição de iluminação pública 18.251 14.879 0 0

Credores diversos - consumidores e concessionárias 16.4 21.121 2.646 0 0Arrecadação de terceiros a repassar 3.966 3.656 0 0Compartilhamento/Serviços entre partes relacionadas 11 0 0 229 247 Outros 3.892 3.279 0 0

Total 47.419 25.552 229 247

16.1

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

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

Competências

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

Circulante

Segue abaixo a composição dos descontos tarifários:

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

Em decorrência do não repasse pela Eletrobrás, a Companhia promoveu em 18 de dezembro de 2014 ação ordinária contra a Eletrobrás, com pedido deantecipação de tutela, em trâmite perante à 3ª Vara Cível de Brasília, visando o recebimento dos valores devidos pela Eletrobrás, por meio do mecanismo dasubvenção econômica e, subsidiariamente, a compensação entre os créditos a receber da Eletrobrás com as obrigações mensais a recolher da Companhiareferente à CDE (Nota 21.1). Os valores pendentes de pagamento pela Eletrobrás, até a data do protocolo da ação, era de R$71.661.

Circulante Não circulante

Outros Ativos e Outros Passivos

Almoxarifado OperacionalCirculante

Despesas Pagas Antecipadamente

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

Não circulante

Depósitos Judiciais e Cauções

Circulante

Em 29 de julho de 2015 foi proferida sentença confirmando os termos da liminar e determinando que a Eletrobrás pague às autoras os valores vencidos e nãorepassados 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, autorizando somente acompensação entre créditos e débitos a partir da data do ajuizamento da ação. Com a liminar, a Companhia passou a compensar mensalmente os débitos daCDE com referidos créditos.

Descontos tarifáriosRefere-se a descontos aplicados a clientes nas tarifas de unidades consumidoras, conforme regulamentação da ANEEL, por meio de resoluções específicas.Os descontos são aplicados de acordo com a classificação da atividade de cada unidade consumidora e procuram contemplar residências de famílias combaixa renda inscritas no Cadastro Único do Governo Federal, estímulo à melhoria da produção agrícola, assim como descontos para serviços públicosessenciais, 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, a regulamentaçãotambém estabelece o direito da Companhia de ser ressarcida dos respectivos montantes por meio do mecanismo da subvenção econômica, com recursosoriginários da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, a serem aportados pela Eletrobrás, conforme Lei nº 10.438/02.

18

Page 32: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

16.3

16.4

1717.1

31/12/2015 31/12/2014

Terrenos 910 910

Total 910 910

17.2

31/12/2015 31/12/2014

Terrenos 5.844 5.832

Total 5.844 5.832

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

Contribuição de iluminação pública

A partir do ano de 2010, não obstante mantida a obrigatoriedade do atendimento às expensas da distribuidora, unidades consumidoras continuaram sendoconectadas ao sistema elétrico da Companhia construindo as respectivas redes de distribuição. Para cumprir com a regulamentação, a Companhia tem aresponsabilidade de, além de incorporar os ativos indenizar os clientes.

Bens e Atividades Não Vinculadas à Concessão do Ser viço Público de Energia Elétrica

Não circulante

Propriedas para investimentoBens e Direitos para Uso Futuro

Não circulante

Credores diversos - consumidores e concessionáriasDo 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 a clientes no âmbitoda 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, a unidadeconsumidora com carga instalada de até 50 kW passou a ter o direito de ser energizada sem qualquer ônus decorrente de investimento no sistema dedistribuição, ou seja, a expansão do sistema elétrico devia se dar às expensas das distribuidoras. Contudo, quando um interessado pretendia antecipar umaligação de energia elétrica em relação à meta estabelecida no Plano de Universalização aprovado pela ANEEL, podia optar por apropriar recursos junto àdistribuidora ou tomar a iniciativa de construir a rede de distribuição, cabendo à distribuidora incorporar, operar e manter os ativos, com o compromisso derestituir os valores investidos pelo cliente no ano estabelecido para a Universalização do município onde se localizava a propriedade.

19

Page 33: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

18

2014

Taxas anuais

médias de depreciação

(%) Bruto

Depreciação e

Amortização Acumulada

Valor Líquido

Valor Líquido

Em serviçoDistribuição 7,17 Custo Histórico 2.574.500 (1.021.147) 1.553.353 1.486.030 Correção monetária especial - Reavaliação 1.547.527 (1.140.135) 407.392 449.761

4.122.027 (2.161.282) 1.960.745 1.935.791 Administração 10,27 Custo Histórico 313.663 (273.085) 40.578 48.945 Correção monetária especial - Reavaliação 179.209 (158.983) 20.226 26.086

492.872 (432.068) 60.804 75.031

Custo Histórico 85 85 85 Reavaliação 5.747 5.747 5.747

5.832 - 5.832 5.832

4.620.731 (2.593.350) 2.027.381 2.016.654

Em cursoDistribuição 116.864 116.864 122.260

Administração 20.411 20.411 3.928 137.275 - 137.275 126.188

4.758.006 (2.593.350) 2.164.656 2.142.842

2015

Atividades não vinculadas à concessão do Serviço Público de Energia Eletrica

Os ativos imobilizados são contabilizados pelo custo de aquisição acrescidos de impostos não recuperáveis sobre as compras e quaisquercustos diretamente atribuíveis para colocar o ativo no local e condição necessária para o funcionamento, deduzidos da depreciação acumulada. Também fazem parte do custo do imobilizado os juros relativos aos empréstimos e financiamentos obtidos de terceiros, capitalizados durante asua fase de construção, deduzidos das receitas financeiras dos recursos de terceiros não aplicados. Os valores são acrescidos da parcela dereavaliação de ativo homologado pela ANEEL por meio do laudo de avaliação da Base de Remuneração Regulatória - BRR.

Imobilizado

A Resolução ANEEL nº 20/99, regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendoautorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando que o produto daalienação seja depositado em conta bancária vinculada, para aplicação na concessão.

De acordo com os artigos nºs 63 e 64 do Decreto nº 41.019/57, os ativos de infraestrutura utilizados na distribuição de energia elétrica sãovinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressaautorização do Órgão Regulador.

A base para o cálculo da depreciação é o valor depreciável do ativo. A depreciação é reconhecida no resultado baseando-se no método linearde acordo com a vida útil de cada unidade de adição e retirada, já que esse método é o que melhor reflete o padrão de consumo de benefícioseconômicos futuros incorporados no ativo. As taxas de depreciação utilizadas estão previstas na tabela XVI do Manual de Controle Patrimonialdo Setor Elétrico - MCPSE e foram aprovadas pela Resolução Normativa n°367, de 2 de junho de 2009, atualizadas pela Resolução Normativan°474, de 7 de fevereiro de 2012 que estabelece novas taxas anuais de depreciação para os ativos em serviço, alterando as tabelas I e XVI doManual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE. Posteriormente, em 11 de agosto de 2015 foi publicada a Resolução nº 674 queaprova o MCPSE que vigorará a partir de 1º de janeiro de 2016 que tem como propósito aprimorar o controle patrimonial por meio deacréscimos nas tabelas de atributos técnicos e a inclusão de equipamentos específicos para que se pudesse alcançar as novas tecnologiasutilizada pelo Setor. Sobre a vida útil dos bens e instalações, apesar de a tabela contendo as taxas de depreciação fazer parte do MCPSE, areferida regulamentação não tratou da revisão das vidas úteis, dado a especificidade, a mesma deverá ser tratada em outro momento,conforme Nota Técnica n°211/2015 – SFF/ANEEL, de 31 de julho de 2015.A taxa de depreciação considera o prazo de vida útil do bem, entretanto, para os ativos não indenizáveis pelo Poder Concedente ao final da concessão, a depreciação é registrada considerado o prazo remanescente de Concessão.

20

Page 34: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

Valor Bruto em 31/12/2014 Adições (A) Baixas (B)

Transferên-cias ( C)

Valor Bruto em 31/12/2015

Adições Líquidas

(A)+(B)+( C)Depreciação Acumulada

Valor Líquido em 31/12/2015

Valor Líquido em 31/12/2014

Obrigações Especiais

BrutasAmortização Acumulada

Obrigações especiais Líquidas

Terrenos 75.113 (1.203) 73.910 (1.203) 0,00 73.910 75.113 53.805 (106) 293 53.992 187 (37.980) 16.012 16.895

3.812.411 (67.755) 175.174 3.919.830 107.419 (2.100.290) 1.819.540 1.792.755 9.829 9.829 - (3.922) 5.907 7.319

- - - (445.609) 124.147 (321.462) 3.951.158 - (67.861) 174.264 4.057.561 106.403 (2.142.192) 1.915.369 1.892.082 (445.609) 124.147 (321.462)

Terrenos 3.700 3.700 - 3.700 3.700 12.669 12.669 - (8.911) 3.758 4.007

156.904 (1.857) (53) 154.994 (1.910) (132.787) 22.207 28.605 20.060 20.060 - (19.916) 144 305 21.576 228 21.804 228 (19.085) 2.719 3.040

214.909 - (1.857) 175 213.227 (1.682) (180.699) 32.528 39.657 - - - 4.166.067 - (69.718) 174.439 4.270.788 104.721 (2.322.891) 1.947.897 1.931.739 (445.609) 124.147 (321.462)

Valor Bruto em 31/12/2014 Adições (A) Baixas (B)

Transferên-cias ( C)

Valor Bruto em 31/12/2015

Adições Líquidas

(A)+(B)+( C)Depreciação Acumulada

Valor Líquido em 31/12/2015

Valor Líquido em 31/12/2014

Obrigações Especiais

BrutasAmortização Acumulada

Obrigações especiais Líquidas

97.277 88.907 (6) (95.558) 90.620 (6.657) 90.620 97.277 - 24.548 79.845 (3.037) (79.929) 21.427 (3.121) 21.427 24.548 (105.538) (105.538)

121.825 168.752 (3.043) (175.487) 112.047 (9.778) - 112.047 121.825 (105.538) - (105.538)

1.028 2.397 (76) 3.349 2.321 3.349 1.028 - 19 9.575 (37) 9.557 9.538 9.557 19 -

1.047 11.972 - (113) 12.906 11.859 - 12.906 1.047 - - - 122.872 180.724 (3.043) (175.600) 124.953 2.081 - 124.953 122.872 (105.538) - (105.538)

4.288.939 180.724 (72.761) (1.161) 4.395.741 106.802 (2.322.891) 2.072.850 2.054.611 (551.147) 124.147 (427.000) Total do Ativo Imobilizado Subtotal

Distribuição

Máquinas e equipamentosOutros

Administração Máquinas e equipamentosOutros

Subtotal

Ativo Imobilizado em Curso

Máquinas e equipamentosVeículosOutros

Administração

Edificações, obras civis e benfeitoriasMáquinas e equipamentosVeículosMóveis e utensílios

Edificações, obras civis e benfeitorias

Distribuição

A composição do imobilizado é como segue:

Ativo Imobilizado em Serviço

21

Page 35: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

Valor Bruto em

31/12/2014 BaixasTransferência

s

Valor Bruto em

31/12/2015Adições Líquidas

AIS BrutoTransformador de Distribuição 514.836 (5.022) 26.635 536.449 24.820 Medidor 303.250 (12.380) 22.736 313.606 14.475 Redes Média Tensão (2,3 kV a 44 kV) 1.743.669 (30.884) 92.563 1.805.348 78.888 Redes Alta Tensão (69 kV) 61.240 (151) 0,00 61.089 (89) Redes Alta Tensão (88 kV a 138 kV) 342.918 (310) 4.821 347.429 4.660 Subestações Média Tensão (primário 30 kV a 44 kV) 149.245 (1.021) 2.140 150.364 1.490 Subestações Alta Tensão (primário de 69 kV) 156.112 (10.115) 10.828 156.825 1.969 Subestações Alta Tensão (primário 88 kV a 138 kV) 499.970 (7.817) 14.452 506.605 11.548 Demais Máquinas e Equipamentos 41.171 (55) 999 42.115 973

3.812.411 (67.755) 175.174 3.919.830 138.734

Material / Equipamen-

tos Serviços de

Terceiros Mão de Obra

Própria Juros

Capitalizados Outros Gastos Total

Terrenos 7 8 15 79 874 21 11 15 1.000

27.873 50.187 13.409 481 (648) 91.302 218 10 11 4 243

(434) 82 2 (5) (355) 79.555 79.555

64 64 Outros 8.843 42 15 8.900

116.134 51.266 13.443 487 (606) 180.724

Taxas anuais de deprecia-ção (%)

Distribuição6,54%6,43%3,55%3,55%4,35%4,02%

Administração central3,34%

8,08%

14,16%

6,31%

19

19.1

Valor Bruto em 31/12/2014 Adições (A)

Transferências (B) Baixas

Valor Bruto em 31/12/2015

Adições Líquidas (A)+(B)

Amortização Acumulada

Valor Líquido em 31/12/2015

Valor Líquido em 31/12/2014

Servidão 15.574 5.747 21.321 (5.747) 21.321 15.574 Softwares 44.373 (1.256) 43.117 1.256 (19.091) 24.026 28.106 Outros 29 29 - 29 29

59.976 - 4.491 - 64.467 (4.491) (19.091) 45.376 43.709

Softwares 276.136 2.583 (11) 278.708 (2.594) (250.948) 27.760 34.753 Outros 935 935 - (420) 515 620

277.071 - 2.583 (11) 279.643 (2.594) (251.368) 28.275 35.373 337.047 - 7.074 (11) 344.110 (7.085) (270.459) 73.651 79.082

Softwares 435 7.669 (3.287) 4.817 10.956 4.817 435 435 7.669 (3.287) - 4.817 10.956 - 4.817 435

Softwares 2.881 7.251 (2.626) 7.506 9.877 7.506 2.881 Outros - - -

2.881 7.251 (2.626) - 7.506 9.877 - 7.506 2.881

103.963 103.963 - (50.339) 53.624 60.632

(103.963) (103.963) - 50.339 (53.624) (60.632)

- - - - - - - - - 3.316 14.920 (5.913) - 12.323 20.833 - 12.323 3.316

340.363 14.920 1.161 (11) 356.433 13.748 (270.459) 85.974 82.398

Material / Equipamen-

tos Serviços de

Terceiros Mão de Obra

Própria Juros

Capitalizados Outros Gastos Total

Outros 98 6.608 84 128 8.002 14.920

98 6.608 84 128 8.002 14.920

A composição da conta Máquinas e Equipamentos da Atividade de Distribuição é como segue:

Distribuição - Máquinas e Equipamentos

A composição das adições do exercício, por tipo de gastos capitalizado, é como segue:

Total das Adições

Adições do Ativo Imobilizado em Curso

Edificações, obras civis e benfeitoriasMáquinas e equipamentosMóveis e utensíliosTransformação, Fabricação e Reparo de MateriaisMaterial de Depósito Compras em Andamento

Estrutura do sistema

Barra de capacitoresChave de distribuiçãoCondutor do sistema

Móveis e utensílios

Regulador de tensãoTransformador

Edificações, obras civis e benfeitorias

Máquinas e equipamentos

Veículos

IntangívelOs ativos intangíveis estão mensurados pelo custo total de aquisição menos as despesas de amortização.Em função do disposto nas Instruções Contábeis do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica e na Deliberação CVM nº 672/11, queaprova o pronunciamento técnico CPC 20 (R1), os encargos financeiros relativos aos financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados nointangível em curso, estão registrados neste subgrupo como custo das respectivas obras. A taxa média mensal aplicada no exercício para determinar omontante dos encargos financeiros passíveis de capitalização foi de 0,95%, que representa a taxa efetiva do empréstimo.

Composição do intangível

TotalSubtotal

Distribuição

Administração

Administração

Atividades não vinculadas à concessão

Subtotal

Ativo Intangível em Curso

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

Intangível

Ativo Intangível em Serviço

Distribuição

Ágio na incorporação de sociedade controladora (Nota 19.1.1)

(-) Provisão para manutenção de dividendos

A composição das adições do exercício, por tipo de gastos capitalizado, é como segue:

Adições do Ativo Intangível em Curso

Total das Adições

22

Page 36: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

19.1.1

20

Descrição - Taxa Média

Anual Custo

Histórico Reavaliação Total Em serviço -

3,02% (13.396) (4.740) (18.136) Participação Financeira do Consumidor 3,27% (154.967) (91.480) (246.447) Doações e Subvenções Destinadas a Investimentos no Serviço Concedido 6,72% (75.501) (48.712) (124.213) Pesquisa e Desenvolvimento 2,79% (6.676) (6.946) (13.622) Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica 2,86% (21.169) (22.022) (43.191)

(271.709) (173.900) (445.609)

3.812 1.710 5.522 35.209 28.280 63.489

Doações e Subvenções Destinadas a Investimentos no Serviço Concedido 21.405 14.999 36.404 Pesquisa e Desenvolvimento 2.262 2.398 4.660 Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica 6.835 7.237 14.072

69.523 54.624 124.147 Em cursoParticipação da União, Estados e Municípios (1.580) (1.580) Participação Financeira do Consumidor (14.369) (14.369) Doações e Subvenções Destinadas a Investimentos no Serviço Concedido (3.084) (3.084) Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica (6.703) (6.703) Valores Pendentes de Recebimento (23.390) (23.390) OutrosUltrapassagem de Demanda (51.910) (51.910) Outros (4.502) (4.502)

(105.538) - (105.538) Total (307.724) (119.276) (427.000)

Saldo inicial em 31/12/2014 Adições Baixas Transferências

Total final em 31/12/2015

Em serviço(25.713) 7.577 (18.136)

Participação Financeira do Consumidor (237.745) (8.702) (246.447) Doações e Subvenções Destinadas a Investimentos no Serviço Concedido (101.762) (22.451) (124.213) Pesquisa e Desenvolvimento (13.622) 0 (13.622) Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica (43.191) 0 (43.191)

(422.033) - - (23.576) (445.609)

6.785 406 (1.669) 0 5.522 Participação Financeira do Consumidor 55.850 5.069 2.733 (163) 63.489 Doações e Subvenções Destinadas a Investimentos no Serviço Concedido 28.011 5.072 3.158 163 36.404 Pesquisa e Desenvolvimento 4.281 187 192 0 4.660 Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica 12.842 605 625 14.072

-

107.769 11.339 5.039 - 124.147 Em curso

(13.143) (3) 11.566 (1.580) Participação Financeira do Consumidor (19.677) (3.971) 9.279 (14.369) Doações e Subvenções Destinadas a Investimentos no Serviço Concedido (1.072) (5.048) 3.036 - Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica (6.703) (6.703) Valores Pendentes de Recebimento (14.456) (8.629) (305) (23.390)

(29.294) (22.616) (51.910) Outros (5.484) 982 (4.502)

(89.829) (39.285) - 23.576 (105.538) Total (404.093) (27.946) 5.039 - (427.000)

Valor Bruto em

31/12/2014 BaixasTransferência

s

Valor Bruto em

31/12/2015Adições Líquidas

Obrigações Especiais do AIS BrutoParticipações, Doações, Subvenções, PEE, P&D, Universalização (422.033) 0,00 (23.576) (445.609) (23.576)

(422.033) - (23.576) (445.609) (23.576)

21

Não Circulante

Nota 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2014Suprimento de energia elétrica 21.1 228.419 190.564 1.854

Energia livre 21.2 43.457 38.370 -

Encargos de uso da rede elétrica 15.596 17.643 -

Operações CCEE 21.3 87.310 84.776 -

Materiais e serviços 49.712 53.085 -

Total 424.494 384.438 1.854

21.1

21.2

A movimentação ocorrida no exercício das obrigações especiais se resume em:

Ágio – Incorporação de sociedade controladora

Circulante

Fornecedores

(-) Amortização Acumulada - AIS

Participação da União, Estados e Municípios

Refere-se à parcela cindida do ágio incorporado decorrente da aquisição de ações, o qual foi contabilizado de acordo com as Instruções CVM nº 319/99 e nº349/99 e ICPC 09 e, conforme determinação da ANEEL, está sendo realizado pela curva entre a expectativa de resultados futuros e o prazo de concessão daCompanhia, consequentemente foi reconhecido um Crédito fiscal (Nota 10.2.1.2).

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

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

Energia livreA Energia livre refere-se a valores a pagar a geradoras de energia elétrica referente as perdas ocorridas no período de racionamento de energia entre junhode 2001 a fevereiro de 2002, no qual ocorreu a comercialização de energia elétrica que não estava contratada. A Companhia passou a efetuar a restituiçãoaos geradores a partir de fevereiro de 2003, com base nas regulamentações existentes a época.A ANEEL, por meio da Resolução Normativa nº 387/09, alterou a metodologia de amortização dos saldos de Perda de Receita e Energia Livre passando ainiciar concomitantemente a partir de janeiro de 2002, limitada ao prazo máximo definido na Resolução ANEEL nº 1/04.

Ultrapassagem de Demanda

(-) Amortização Acumulada - AIS

Participação da União, Estados e MunicípiosParticipação Financeira do Consumidor

Obrigações vinculadas à concessão do serviço públic o de energia elétricaSão obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica e representam os valores da União, dos Estados, dos Municípios e dosconsumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno a favor do doador e às subvenções destinadas a investimentos no serviçopúblico de energia elétrica na atividade de distribuição. Segue a composição destas obrigações:

Participação da União, Estados e Municípios

Participação da União, Estados e Municípios

A movimentação ocorrida no exercício pode assim ser resumida:

Participação da União, Estados e Municípios

Outros

Outros

23

Page 37: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

21.3O saldo refere-se às transações de energia comercializada e encargos no âmbito da CCEE.

No Despacho ANEEL nº 2.517/10, foi divulgado o valor a ser liquidado entre os agentes de distribuição e geração, atualizados pela taxa SELIC mensal. Talliquidação deveria ter ocorrido até 30 de setembro de 2010. Com o objetivo de suspender o referido ato, a Associação Brasileira de Distribuidores de EnergiaElétrica - ABRADEE, representando as distribuidoras do país, dentre elas a Companhia, impetrou Mandado de Segurança (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 deSegurança). Entretanto, os pagamentos por parte da Companhia permanecem suspensos, tendo em vista a interposição de recurso de apelação contra areferida sentença, à qual foi atribuída efeito suspensivo (suspensos, portanto, os efeitos da sentença desfavorável às distribuidoras).

Por oportuno, importante salientar que as distribuidoras, paralelamente, ajuizaram ação ordinária com o mesmo objetivo do Mandado de Segurança, porém taldemanda também foi extinta, sob o argumento de que já havia outro feito com as mesmas partes, mesmo pedido e mesmos fundamentos de fato e de direito(litispendência). Em face de tal decisão, também foi interposto recurso de Apelação ao Tribunal Regional 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 em 2014) emcontrapartida a despesa financeira (Nota 26).

Operações CCEE

24

Page 38: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

22

INSTITUIÇÃO / LINHA CREDORAJuros de

Curto PrazoPrincipal

Curto PrazoPrincipal + Juros LP Saldo Total

Adim - Plente

Data Captação / Repactuação

Tipo de Garantia

Indexador ou Juros Spread % a.a.

Data Próximo Pgto Juros

Frequência Pgto Juros

Data Próxima Amortização

Vencimento Final

Frequência de Amortiz.

Sistemática Amortização 2017 2018 2019 2020 2021 2022+ Total Finalidade Covenants Observações

Financ. / Emprést. Moeda Nacional

Eletrobrás Reluz - ECF 2481/05 201 201 Sim 29/12/2009 Recebíveis Outro,

especificar em obs.

5 5,0% aa + Correção Monetária

Tx Adm: 1,5% aaComissionamento de

Reserva: 1,0% aa

31/01/2016 Mensal 30/10/2015 30/12/2016 Mensal SAC - Programa Reluz - Município de Viana/ES

n.a. Indexador pré-

fixado

Eletrobrás LPT - ECFS 031/04 1.364 1.364 Sim 09/07/2004 Recebíveis Outro,

especificar em obs.

5 5,0% aa + Correção Monetária

Tx Adm: 1,5% aaComissionamento de

Reserva: 1,0% aa

31/01/2016 Mensal 30/10/2015 30/07/2016 Mensal SAC - Programa Luz para Todos

n.a. Indexador pré-

fixado

Eletrobrás LPT - ECFS 106/05 3.752 5.002 8.754 Sim 12/04/2006 Recebíveis Outro,

especificar em obs.

5 5,0% aa + Correção Monetária

Tx Adm: 1,5% aaComissionamento de

Reserva: 1,0% aa

31/01/2016 Mensal 30/10/2015 30/04/2018 Mensal SAC 3.439 1.563 5.002 Programa Luz para Todos

n.a. Indexador pré-

fixado

Eletrobrás LPT - ECFS 181/07 4.529 15.098 19.627 Sim 17/08/2008 Recebíveis Outro,

especificar em obs.

5 5,0% aa + Correção Monetária

Tx Adm: 1,5% aaComissionamento de

Reserva: 1,0% aa

31/01/2016 Mensal 30/10/2015 30/04/2020 Mensal SAC 4.152 4.907 4.529 1.510 15.098 Programa Luz para Todos

n.a. Indexador pré-

fixado

Eletrobrás LPT - ECFS 258/09 1.702 8.509 10.211 Sim 18/12/2009 Recebíveis Outro,

especificar em obs.

5 5,0% aa + Correção Monetária

Tx Adm: 1,5% aaComissionamento de

Reserva: 1,0% aa

31/01/2016 Mensal 30/10/2015 30/12/2021 Mensal SAC 1.560 1.843 1.702 1.702 1.702 8.509 Programa Luz para Todos

n.a. Indexador pré-

fixado

BNDES - BB/CALC 138 26.397 15.750 42.285 Sim 27/06/2012 Recebíveis TJLP 2,32%,3,32%,2,21% E

1,81%15/01/2016 Mensal 15/10/2015 15/06/2019 Mensal SAC 12.324 2.286 1.140 15.750

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.

Citibank N.A. - Cédula de Câmbio 3.346 66.667 132.634 202.647 Sim 01/05/2014 Não há CDI 85,00% 12/02/2016 Trimestral 12/05/2016 12/05/2018 Anual SAC 66.317 66.317 132.634 Alongamento da dívida e financiamento de capital de giro.

Dívida bruta em relação ao EBITDA Ajustado(i) menor ou igual a 3,5.

BNDES - FINEM 1238 1.283 12.660 239.129 253.072 Sim 27/03/2015 Outras IPCA 0 15/10/2016 Anual 15/10/2015 15/07/2017 Anual SAC 42.126 36.269 35.955 35.985 36.016 52.778 239.129 Programa de investimentos de 2013 a 2015

Dívida bruta em relação ao EBITDA Ajustado(ii) menor ou igual a 3,5.

Citibank N.A. - Cédula de Câmbio 1.091 100.000 101.091 Sim 29/05/2015 Outras CDI 85% do CDI + 1,19% 29/02/2016 Trimestral 28/05/2018 29/05/2019 Anual SAC 50.000 50.000 100.000 Alongamento da dívida e financiamento de capital de giro.

Dívida bruta em relação ao EBITDA Ajustado(i) menor ou igual a 3,5.

5.858 117.272 516.122 639.252 129.918 163.185 93.326 39.197 37.718 52.778 516.122 Debêntures

Debêntures 3ª emissão 9.102 176.368 185.470 Sim 01/08/2014 Não há CDI 1,50% 26/02/2016 Semestral 27/08/2018 27/08/2020 Semestral SAC 35.014 70.653 70.701 176.368 Alongamento da dívida e capital de giro.

nota 22.1

9.102 - 176.368 185.470 - 35.014 70.653 70.701 - - 176.368 14.960 117.272 692.490 824.722 129.918 198.199 163.979 109.898 37.718 52.778 692.490

Empréstimos, Financiamentos e Debêntures

Cronograma de Amortização de Principal e Juros de L ongo Prazo

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

(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).

25

Page 39: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

22.1

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

22.2

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

Mutação dos empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas no exercício

IngressosTransfe-rências

Amortização do custo de transaçãoPagamentos

Variação monetária

Juros provisiona-

dosValor líquido

em 31/12/2014

Mutação das debêntures no exercício

Não circulante

CirculantePagamentos

Juros provisiona-

dos

Amortiza-ção do

custo de transação

Transferên-cias

Valor líquido em 31/12/2015

Valor líquido em 31/12/2014

Valor líquido em 31/12/2015

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.

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

(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”;

26

Page 40: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

23

Juros de Curto Prazo

Principal Curto Prazo

Principal + Juros LP Saldo Total 2017 2018 2019 2020 2021 2022+ Total

- - 19.540 19.540 - - - - - 19.540 19.540

19.540 19.540 19.540 19.540

- - 19.540 19.540 - - - - - 19.540 19.540

14 14 -

982 801 1.783 56 64 72 80 88 441 801

26.504 428.512 455.016 29.234 32.299 35.445 38.932 43.204 249.398 428.512 - 27.500 429.313 456.813 29.290 32.363 35.517 39.012 43.292 249.839 429.313

5.858 117.271 516.122 639.251 129.918 163.185 93.326 39.197 37.718 52.778 516.122

9.102 176.368 185.470 35.015 70.653 70.700 176.368

- - 19.540 19.540 - - - - - 19.540 19.540

- 27.500 429.313 456.813 29.290 32.363 35.517 39.012 43.292 249.839 429.313

14.960 144.771 1.141.343 1.301.074 159.208 230.563 199.496 148.909 81.010 322.157 1.141.343

- 228.845 - 228.845 - - - - - - -

228.845 228.845 -

22 22 22 22 537 537 537 537

- 228.845 559 229.404 559 - - - - - 559

Cronograma de Amortização de Principal e Juros de Lo ngo Prazo

LINHA CREDORA

Dívidas Tributárias (Refis, Paes,...) União

Refis

Benefício Pós-empregoOutros Benefícios Pós Emprego

Outros Benef. - Aux. incentivo Apos.

Outros Benef. - Assistência Médica

Total por Dívida

Caixa e Aplicações Financeiras Caixa e Equivalentes de Caixa (1101)

Superávit c/ Planos de Prev. - Plano ISuperávit c/ Planos de Prev. - Plano II

Divida Líquida

Financ. / Emprést. Moeda Nacional DebênturesTributária Benefício Pós-emprego

Ativos Financeiros

27

Page 41: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

23.1

Juros de Curto Prazo

Principal Curto Prazo

Principal + Juros LP Saldo Total

Dívida Bruta Financ. / Emprést. Moeda Nacional 5.858 117.271 516.122 639.251 Debêntures 9.102 176.368 185.470 Tributária 19.540 19.540 Benefício Pós-emprego 27.500 429.313 456.813

14.960 144.771 1.141.343 1.301.074 Ativos FinanceirosAlta Liquidez (228.845) (228.845) Demais Aplicações Financeiras (559) (559)

- (228.845) (559) (229.404) Dívida Líquida 14.960 (84.074) 1.140.784 1.071.670

24

31/12/2015 31/12/2014

Folha de pagamento 741 2.421

Provisão férias 7.668 7.049

Provisão PLR 9.685 10.109

INSS e FGTS 17.482 8.094

Total 35.576 27.673

25

Nota 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014Auxílio Incentivo à Aposentadoria - AIA 25.2 982 885 801 988 Assistência médica e seguro de vida 25.2 26.504 19.836 428.512 322.409 Contribuição definida 25.1.2 108 93 0,00 0,00

27.594 20.814 429.313 323.397

25.1

25.1.1

25.1.1.1

Nota

Valor presente das obrigações

do planoValor justo dos ativos do plano

Restrições de reconhecimento do

ativo Ativo reconhecido

Valor presente das obrigações

do planoValor 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 26 (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

Composição do Endividamento e Dívida Líquida

Circulante Não circulante

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

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

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 no exercício emque ocorrem diretamente no Patrimônio líquido na rubrica Outros resultados abrangentes. Os custos com serviços passados são reconhecidos no exercícioem que ocorrem integralmente no resultado na rubrica de Pessoal, e o resultado financeiro do benefício é calculado sobre o déficit/superávit atuarial utilizandoa taxa de desconto do laudo vigente.

Planos de Benefício definido e Contribuição variáve l

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

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

As práticas de investimento dos planos se pautam pela busca e manutenção de ativos líquidos e dotados de rentabilidade necessária para cumprir estasobrigações no curto, médio e longo prazos, mantendo um equilíbrio entre os ativos e os compromissos do passivo com o objetivo de gerar uma liquidezcompatível com o crescimento e a proteção do capital, visando garantir o equilíbrio de longo prazo entre os ativos e as necessidades ditadas pelos fluxosatuariais futuros.

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

Avaliação atuarial

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

2015

• Plano Escelsos I estruturado na modalidade de Benefício definido: O Plano de custeio é sustentado por contribuições da patrocinadora, que correspondemao dobro das contribuições dos participantes limitado a 7% da folha de salários. Concede renda vitalícia reversível em pensão, na base de até 100% damédia 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 benefíciospós-emprego, compostos por assistência médica, seguro de vida, AIA - Auxílio de Incentivo à Aposentadoria e outros benefícios a aposentados.

Conforme estabelecido pela Deliberação CVM nº 695/12, a contabilização dos passivos oriundos de Benefícios pós-emprego, deve ocorrer com base nasregras estabelecidas no CPC 33 (R1). Para a mensuração dos planos do tipo benefício definido, a Companhia contratou atuários independentes, pararealização de avaliação atuarial, segundo o Método do Critério Unitário Projetado.

2014

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

Obrigações Sociais e TrabalhistasCirculante

28

Page 42: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

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 sensibilidade Valores Plano I Valores Plano II

Pressupostos Centrais 108.570 83.753 Taxa de descontoAumento na taxa de desconto em 0,5% (3.545) (2.548) Redução na taxa de desconto em 0,5% 3.786 2.751

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

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 2014Custo do serviçoCusto 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

25.2 (31.353) 0,00

45 2.154 176 1.771

A apresentação de superávits nos planos previdenciários de Beneficio definido reduzem o risco de eventual passivo atuarial futuro para a Companhia. AAdministração da Companhia registrou o ativo decorrente de superávit atuarial do Plano I de R$22. Com relação ao superávit atuarial apurado para o Plano II,a Companhia registrou como ativo o valor presente de R$536 da redução de futuras contribuições, conforme autorizado pela PREVIC por meio da Portaria nº664/2013.

A destinação do Superávit atuarial atribuído à Companhia, calculado pela EnerPrev e aprovado pela PREVIC, ocorre nos termos da Resolução CGPC nº26/2008. O abatimento das contribuições normais ao Plano será por um período estimado de aproximadamente 93 meses, tendo iniciado 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 valor da Reserva deContingência for inferior a 25% do valor das Reservas Matemáticas do Plano. Neste caso, será revertido parcial ou totalmente o saldo da Reserva Especialpara recompor a Reserva de Contingência ao patamar de 25% das Reservas Matemáticas.

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

AT-2000

RP 2000 Disabled RP 2000 Disabled

Muller Muller

2017

2014

Componentes de custos de benefícios definidos recon hecidos 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

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

Estes planos têm a seguinte composição de participantes:2015

2018201920202021 a 2025

Muller

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

2016

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

RP 2000 Disabled RP 2000 Disabled

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

Muller

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

AT-2000 AT-2000 AT-2000

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

(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

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

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

2015 2014

Plano I Plano II Plano I Plano II

Componentes de custos de benefícios definidos recon hecidos em Outros resultados abrangentes

Total

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

29

Page 43: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

25.1.2

25.2

25.2.1

Nota

Valor presente das obrigações

do plano(Passivo)

reconhecido

Valor presente das obrigações

do plano(Passivo)

reconhecidoSaldo 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 26 (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)

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 2014Custo do serviçoCusto 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)

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 31de dezembro de 2014).

(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 recon hecidos em outros resultados abrangentes

20172018

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

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

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 dedezembro de 2014), registrados em contrapartida de Outros resultados abrangentes.

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 empresa aporta 100%desse valor como contribuição normal. Os colaboradores também podem optar pela contribuição voluntária de até 5% do salário mensal, sem o aporte dapatrocinadora.

(ii) Plano Gerador de Benefício Livre (PGBL) aberto e administrado pelo Bradesco Vida e Previdência sendo que o colaborador pode contribuir com até 2% dosalário mensal, e a empresa aporta 100% desse valor como contribuição normal. O participante também pode optar pela contribuição voluntária de até 2% dosalário 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 não geram qualquerresponsabilidade atuarial para a Companhia.

Vencimento

2016

Auxílio incentivo à aposentadoria (AIA), Assistênci a médica, Seguro de vida e Outros benefícios a apos entados: 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 da Companhia.

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

Componentes de custos de benefícios definidos recon hecidos no resultado

Remensuração do valor líquido do passivo de benefício definido

2019

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

A seguir demonstramos a movimentação do exercício no Balanço patrimonial:

2020

• Auxílio Incentivo à Aposentadoria - AIA: Benefício aos empregados admitidos até 31 de dezembro de 1981, pagável por ocasião da rescisão do contrato detrabalho, independentemente do motivo de desligamento. O AIA garante um pagamento em forma de pecúlio, cujo valor foi calculado considerando, para cadaempregado, a proporcionalidade do tempo de contribuição ao INSS até 31 de outubro de 1996, da remuneração e o benefício do INSS em 31 de outubro de1996; e

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

Contribuição definida

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

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

2021 a 2025

Total

2015

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

2014

30

Page 44: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

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-caBenefícios a

Aposenta-dos

Seguro de Vida

Pressupostos Centrais 1.749 408.167 3.083 45.154 Taxa de descontoAumento 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

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

EconômicasTaxa de desconto - nominal

Crescimentos salariais futuros

Crescimento dos planos de benefícios

Inflação médica de longo prazo

InflaçãoFator de envelhecimento

DemográficasTábua de mortalidadeTábua de mortalidade de inválidos

Tábua de entrada em invalidez

Econômicas

Taxa de desconto - nominal

Crescimentos salariais futuros

Crescimento dos planos de benefícios

Inflação médica de longo prazo

Inflação

Fator de envelhecimento

Demográficas

Tábua de mortalidade

Tábua de mortalidade de inválidos

Tábua de entrada em invalidez

26

NotaSaldo em

31/12/2014 AdiçõesAtualização Monetária Pagamentos

Ressarcimen-to CCRBT

Saldo em 31/12/2015

Conta de desenvolvimento energético - CDE 26.1 e 29 3.557 584.114 0,00 (524.164) 0,00 63.507 Encargos tarifários (ECE/ EAEEE) 7.2 28.643 0,00 0,00 (2) 0,00 28.641

26.2 e 29 52.165 27.790 1.716 (28.094) 0,0053.577

Bandeiras tarifárias 8, 26.3 e 29 - 293.362 0,00 15.906 (298.150) 11.118 Outros encargos 291 3.335 0,00 (3.366) 0,00 260 Total 84.656 908.601 1.716 (539.720) (298.150) 157.103

Circulante 84.228 148.630 Não circulante 428 8.473

84.656 157.103

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

AIA Assistência Médica Seguro de Vida

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, considerando apenas aalteração nas hipóteses mencionadas em cada linha.

As principais premissas utilizadas nesta avaliação atuarial foram as seguintes:

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

Encargos Setoriais

Outros benefícios a aposentados

n/a

5,50% a.a.

12,75% a.a.

n/a

2015

2015 2014

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

n/a 5,50% a.a.

n/a

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

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

AIA Assistência Médica Seguro de VidaOutros benefícios a

aposentados

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

RP 2000 Disabled

Wyatt 85 Class 1

7,82%

5,50% a.a.

12,75% a.a.

n/a

RP 2000 Disabled

5,50% a.a.

RP 2000 DisabledRP 2000 Disabled

7,82% 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. 5,50% a.a. 5,50% a.a.

n/a

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

2025n/a n/a

6,34%

3,00% a.a.

5,50% a.a.

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

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

Wyatt 85 Class 1

2014

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

31

Page 45: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

26.1

Montante totalValor 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

26.2

26.3

27

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

Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas 27.1 2.514 985 65.486 54.159

Licenças ambientais 0 82 109 17

Total 2.514 1.067 65.595 54.176

27.1

27.1.1

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 0,0054.159 65.486 23.180 23.522 55.144 68.000 23.180 23.522

27.1.1.1

27.1.1.2

27.1.2

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 0Total 428.015 291.222 5.820 5.527

Não circulante

Competência

Janeiro e Fevereiro de 2015

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 requerido para saldara obrigação e que possa ser estimada de maneira confiável. As provisões são registradas com base nas melhores estimativas do risco envolvido.

Outros

Não circulante

Refere-se aos valores a repassar à CCRBT, gerida pela CCEE (Nota 5.1.1). O saldo é composto pela diferença entre os valores faturados líquidos de ICMS evalores estimados não faturados, a título de Bandeiras tarifárias, deduzidos de parte dos sobrecustos de energia e encargos.

Conta de desenvolvimento energético - CDE

Março de 2015 a Fevereiro de 2016

Agosto de 2015 a Fevereiro de 2020

Trabalhistas

Circulante

Depósito Judicial

Provisão para Litígios

Os valores das obrigações a serem aplicados nos programas de P&D e PEE registrados pela Companhia, são apurados nos termos da legislação setorial doscontratos de concessão de energia elétrica. A Companhia tem a obrigação de aplicar 1% da Receita operacional líquida ajustada em conformidade com oscritérios definidos pela ANEEL, registrando mensalmente, por competência, o valor da obrigação. Esse passivo é atualizado mensalmente pela variação dataxa SELIC até o mês de realização dos gastos e baixados conforme sua realização. Os programas de P&D são regulamentados por meio das ResoluçõesNormativas ANEEL nº 316/08, aplicada até setembro de 2012, alterada pela Resolução Normativa nº 504/12, e os programas de PEE são regulamentadospor meio das Resoluções nº 300/08, aplicada até maio de 2013, alterada pela Resolução Normativa nº 556/13. Os gastos em projetos em andamento estãoapresentados na nota 12.

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

Pesquisa e desenvolvimento - P&D e Programa de efic iência energética - PEE

Ativo

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

Passivo Ativo

Risco de perda possível

Total

Total

O aumento expressivo no valor da quota mensal teve como objetivo a recomposição do fundo da CDE face os repasses efetuados pelo mesmo àsdistribuidoras de energia de janeiro de 2013 a dezembro de 2014, em função da conjuntura hidrológica desfavorável e de seus impactos no equilíbrioeconômico 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, aplicados às tarifas noperíodo de 2 de março de 2015 a 6 de agosto de 2015 (Notas 5.1.2 e 8).

As obrigações são mensuradas pela melhor estimativa da Administração para o desembolso que seria exigido para liquidá-las na data das demonstraçõesfinanceiras. São atualizadas monetariamente mensalmente por diversos índices, de acordo com a natureza da provisão, e são revistas periodicamente com oauxílio 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 industriais emdecorrência da aplicação das Portarias DNAEE nº 38/86 e nº 45/86 - Plano Cruzado, que vigoraram de fevereiro a novembro daquele ano. Os valoresoriginais estão atualizados de acordo com a sistemática praticada no âmbito do Poder Judiciário. O saldo em 31 de dezembro de 2015 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 provisão em montanteconsiderado suficiente para cobrir as perdas estimadas como prováveis para as ações em curso, como segue:

Bandeiras tarifárias

Saldo em 31/12/2014

Depósito Judicial

Março a Dezembro de 2015

Cíveis

Circulante

Passivo

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

Baixas

Atualizações Monetárias

Saldo em 31/12/2015

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

CíveisFiscais

Constituição

Trabalhistas

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

32

Page 46: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

27.1.2.1

27.1.2.2

27.1.2.3

27.1.3

27.1.3.1

28

28.1

28.2

31/12/2015

Lucro líquido societário 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

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

Patrimônio líquido

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

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 Pleno do TribunalSuperior do Trabalho decidiu que os débitos trabalhistas devem ser atualizados com base na variação do Índice de Preços ao Consumidor Amplo Especial -IPCA-E, do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE. O índice será utilizado pelo Conselho Superior da Justiça do Trabalho - CSJT para a tabelade atualização monetária da Justiça do Trabalho (Tabela Única).

Cíveis• 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 de InteressesColetivo - ADIC, que pleiteia indenização por danos materiais em razão de reajuste tarifário (Parcela "A"). Nesta demanda, foi proferida decisão quedeterminou a exclusão das concessionárias do polo passivo da ação, sendo mantida tão somente a ANEEL. O processo encontrava-se suspenso até que, em27 de novembro de 2013, o STJ considerou o Juízo da 3ª Vara Federal Cível de Belo Horizonte como competente para julgar todas as demandas coletivasque discutem a questão da Parcela "A". O valor estimado em 31 de dezembro de 2015 é de R$38.482 (R$30.807 em 31 de dezembro de 2014).

• Mandado de segurança nº 0002173-26.2014.4.01.3400, em trâmite na 22ª Vara Federal do Tribunal Regional Federal da 1ª Região, impetrado por SantoAntônio Energia S.A. - SAESA contra ato da Diretoria da ANEEL, objetivando suspender as obrigações de recomposição de lastro e potência e de pagamentodos encargos pelo uso do sistema de transmissão, bem como a aplicação de eventuais penalidades pelo descumprimento do cronograma. Em 26 de fevereirode 2014 foi deferido em parte o pedido de antecipação de tutela, que gerou impactos às distribuidoras 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 valorestimado em 31 de dezembro de 2015 é de R$22.941 (R$18.365 em 31 de dezembro de 2014).

Desta forma, o índice de correção desses débitos, que era a Taxa Referencial - TR, passa a ser o Índice de Preços ao Consumidor Amplo Especial - IPCA-E.

Trabalhistas

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

Risco de perda remota

A Companhia não possui capital autorizado, conforme estatuto social.

Foi aprovada em Assembleia Geral Extraordinária - AGE, realizada em 29 de dezembro de 2015, o aumento de capital da Companhia no valor de 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 2014 no valor de R$84.283; e (iii)do crédito detido contra a Companhia, decorrente do dividendo mínimo obrigatório referente ao exercício de 2014 no valor de R$42.054.

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

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

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

• Diversas Prefeituras: A Companhia discute administrativa e judicialmente a cobrança de ISSQN supostamente incidente sobre os serviços relacionados àatividade de fornecimento de energia elétrica. Inclui também a exigência do pagamento sobre o espaço ocupado pelo sistema de posteamento das redes deenergia elétrica e iluminação pública. Esses processos atualizados até 31 de dezembro de 2015 totalizam o montante de R$17.606 (R$16.796 em 31 dedezembro de 2014) e aguardam decisão em primeira instância.

O novo índice deve ser aplicado em todas as ações trabalhistas que envolvem entes públicos e privados que discutem dívidas posteriores a 30 de junho de2009, que ainda não foram executadas ou houve o trânsito em julgado. Referida mudança resultaria em um aumento significativo na atualização monetáriadas provisões trabalhistas da Companhia. Em 14 de outubro de 2015, o Ministro do Supremo Tribunal Federal - STF deferiu liminar para suspender os efeitosda decisão proferida pelo TST.

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 5.876.012 ações ordinárias,sem valor nominal, integralmente detidas pela EDP - Energias do Brasil.

Por meio da ABRADEE, as Distribuidoras propuseram demanda judicial a fim de assegurar: (i) o não cumprimento de quaisquer decisões judiciais de cujasrelações processuais não fizeram parte; e (ii) a não incidência de quaisquer sanções em virtude do não pagamento, na liquidação financeira do valorcorrespondente aos efeitos das referidas decisões judiciais. Atualmente aguarda-se decisão dos recursos propostos pelo autor.

Adicionalmente, a SAESA propôs ação contra a ANEEL com pedido de liminar para não aplicação, durante o período de motorização da UHE Santo Antônio,do Mecanismo de Redução de Energia Assegurada - MRA. A liminar não foi concedida em primeira instância. Em sede de agravo, o TRF deferiu o pedido deantecipação de tutela formulado pela SAESA, conferindo efeito retroativo, que passou a ter eficácia desde o início de março de 2012. A Companhia e aANEEL protocolaram junto ao STJ, pedidos de Suspensão de Liminar que foi deferido suspendendo a mesma. Em 18 de março de 2015 o recurso propostopela SAESA foi rejeitado pela corte especial do STJ. Atualmente aguarda-se decisão de recurso. O valor estimado em 31 de dezembro de 2015 é de R$3.023(R$2.420 em 31 de dezembro de 2014).

Fiscais

• Discussões administrativas e judiciais relativas às compensações não homologadas pela Receita Federal, com respaldo em créditos reconhecidosjudicialmente, bem como de saldo negativo de IRPJ e CSLL, e decorrentes de pagamento a maior de IRPJ, CSLL, PIS e COFINS efetuados em 2001 emconsequência da aplicação do Parecer COSIT 26/2002 (impostos sobre RTE), que somam em 31 de dezembro de 2015 o valor de R$113.364 (R$110.415 em31 de dezembro de 2014).

33

Page 47: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

28.3

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

28.4Nota 31/12/2015 31/12/2014

Reservas de capital 28.4.1

Juros de obras em andamento 0 65.687

19.1.1 20.615 35.348

20.615 101.035 Reservas de lucros

Legal 6.339 84.285

Retenção de lucros 28.4.2 411.143 284.980

Lucros retidos à deliberar 28.4.3 73.727 126.161

Incentivos fiscais 28.4.4 17.636 15.556

508.845 510.982

28.4.1

28.4.2

28.4.3

28.4.4

28.5

Saldo em 31/12/2014 Ganhos Perdas

Depreciação amortização e

perdasProvisão

IRPJ/CSLLSaldo em

31/12/2015

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

IR/CS Diferido s/ Benefícios pós-emprego 76.668 0,00 0,00 33.493 110.161

Diferença entre VNR (-) VOC 357.281 0,00 0,00 (43.189) 0,00 314.092

IR/CS Diferido s/ Reavaliação de Elementos do ativo (121.476) 0,00 0,00 0,00 14.684 (106.792)

86.979 37.712 (136.223) (43.189) 48.177 (6.544)

29

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$56.161 foraminicialmentes destinados a rubrica de Dividendos sendo posteriormente revertidos para a rubrica Reserva de retenção de lucros (Nota 23.4.2).

Outros resultados abrangentes

Ágio na incorporação de sociedade controladora

Reservas

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, estão apresentados aseguir:

A distribuição de dividendos e juros sobre capital próprio é reconhecida como um passivo nas demonstrações financeiras da Companhia ao final do exercício,com base em seu estatuto social. Qualquer valor acima do mínimo obrigatório somente é reconhecido na data em que são aprovados 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 findo em 31 dedezembro de 2014 com a destinação de dividendos no valor de R$98.214. Deste montante, já haviam sido contabilizados em 2014 R$42.053 (Nota 20.1),sendo a diferença de R$56.161 complementada na referida data como dividendos adicionais, entretanto, em 29 de dezembro de 2015 ocorrreu a reversãodesta destinação conforme mencionado na nota 23.4.2.

Incentivos fiscaisA Reserva de incentivos fiscais foi constituída por incentivos fiscais da Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste - SUDENE referente à redução daalíquota de Imposto de Renda Pessoa Jurídica - IRPJ. O valor dessa subvenção governamental está sendo excluído da base de cálculo dos dividendos, deacordo com o artigo 195-A da Lei nº 6.404/76 alterada pela Lei nº 11.638/07 (Nota 32.1).

Referem-se à: (i) 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); e (ii) a diferença entre o Valor Original Contábil - VOC e o Valor Novo de Reposição –VNR, de acordo com a Resolução Normativa nº 396, de 23 de fevereiro de 2010 referente a reavaliação regulatória compulsória do ativo imobilizado eintangível vinculados a concessão, deduzidos do respectivo Imposto de renda e Contribuição social diferidos.

Receita líquida / Ingresso líquido

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

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 de investimentos,conforme orçamento de capital aprovado.

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

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

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

Segue abaixo a movimentação do saldo de dividendos no exercício:

Reservas de capitalA Companhia aprovou o aumento de Capital no montante de R$206.757 conforme Assembleia Geral Extraordinária - AGE, realizada em 29 de dezembro de2015, deste montante R$80.420 foi mediante a capitalização da Reserva de capital (Nota 23.1).

Dividendos

Lucros retidos à deliberar

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

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 de Investimentos daCompanhia, previstos nos orçamentos de capital submetidos e aprovados nas Assembleias Gerais Ordinárias.

34

Page 48: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

Nota 2015 2014 2015 2014 2015 2014

Fornecimento - FaturadoResidencial 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 - FaturadoConsumidores 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 29.1

0 0 0 0 (8.153) (9.150)

0 0 0 0 (14.463) (11.755) (22.616) (20.905)

Não faturadoFornecimento 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 e passivos financeiros setoriais 8 393.697 93.132 Serviços cobráveis 0 0 0 0 5.984 10.336 Subvenções vinculadas ao serviço concedido 16.1 0 0 0 0 258.948 166.859 Arrendamentos e aluguéis 0 0 0 0Outras receitas operacionais 0 0 0 0Receita operacional bruta 1.476.441 1.426.141 11.268.409 10.991.529 5.204.469 3.122.826 (-) 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 (482.051) (275.982) ISS 0 0 0 0 (229) (190)

- - - - (1.508.601) (921.652) Encargos do consumidorP&D e PEE 26.2 0 0 0 0 (27.790) (19.849) CDE 26.1 0 0 0 0 (584.114) (39.436) PROINFA - Consumidores Livres 0 0 0 0 (15.673) (15.606) Bandeiras tarifárias - CCRBT 26.3 e 5.1.1 0 0 0 0 (293.362) 0

0 0 0 0 (3.335) (3.480) - - - - (924.274) (78.371)

Receita líquida / Ingresso líquido 1.476.441 1.426.141 11.268.409 10.991.529 2.771.594 2.122.803 (*) Não revisado pelos auditores independentes.

29.1A ANEEL, por meio da Resolução Normativa n° 463/11, determinou que os valores provenientes do faturamento de multas por Ultrapassagem de Demanda econsumo de Energia Reativa Excedente, a partir da revisão tarifária referente ao 3° ciclo de revisões tarifárias, no caso da Companhia, a partir de 07 deagosto de 2013, seriam contabilizados como Obrigações especiais em curso, anteriormente registrado como Receita operacional. Por ocasião do 4° ciclo derevisões tarifárias, 2016 no caso da Companhia, o valor acumulado nessa subconta, até a data do laudo de avaliação dos ativos, deverá ser transferido paraa situação de em serviço em Obrigações especiais, quando então, receberá o tratamento usual da contrapartida da depreciação dos respectivos ativosalocados como investimentos originários dessas Obrigações especiais.

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE

(-) Transferência para obrigações especiais AIC - Ultrapassagem Demanda

Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Energia Reat iva Excedente

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

Em 19 de junho de 2012, o TRF-1 concedeu efeito suspensivo ao Agravo de Instrumento interposto pela ANEEL, pelo que foi suspensa a antecipação detutela originalmente concedida em primeiro grau e, com isso, restabeleceu-se a eficácia da Resolução Normativa ANEEL nº 463/11. A ANEEL interpôsAgravo de Instrumento em face da decisão que deferiu a produção de prova pericial. No referido agravo, após decisão que negou seguimento ao recurso, aANEEL interpôs agravo regimental, ainda pendente de julgamento.

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 registro contábil nomontante de R$22.616 (R$20.905 em 2014), a débito da rubrica de Receita de fornecimento em contrapartida à Obrigações especiais, obrigação estaapresentada no âmbito do ICPC 01 como retificadora do Intangível.

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 curso junto à 6ª Varada JFDF, foi integralmente concedida. A decisão judicial foi no sentido de: a) suspender o tratamento das receitas de ultrapassagem de demanda eexcedentes de reativos constantes dos §§ 9 a 11 do item 3.1.1 (“Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo”) do item 3.1 (“Receitas Inerentes aoServiço de Distribuição”) do Submódulo 2.7 (“Outras Receitas”) anexo à Resolução Normativa ANEEL nº 463/11; b) suspender a determinação decontabilização em separado dessas receitas como se obrigações especiais fossem; e c) deferir tutela de caráter inibitório para determinar que a ANEELabstenha-se de praticar qualquer ato tendente a exigir cumprimento das referidas disposições (o que impede a adoção de medidas outras destinadas aproduzir o mesmo efeito).

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

MWh (*)

(iii) A receita de ativos financeiros setoriais é reconhecida mensalmente pela diferença entre os custos pertencentes à Parcela A efetivamente incorridos noresultado, daqueles reconhecidos na receita de operações com energia elétrica previstos na tarifa vigente pela ANEEL. Inclui os valores a cobrar dosconsumidores referente à incidência de PIS e COFINS, sobre esta receita; e

Nº de consumidores (*)

(iv) A receita de Subvenção é reconhecida quando da efetiva aplicação de descontos nas tarifas de unidades consumidoras beneficiadas por subsídiosgovernamentais (Nota 16.1) pela diferença entre a tarifa de referência da respectiva classe de consumo daquela efetivamente aplicada a consumidoresbeneficiários desses subsídios.

R$

35

Page 49: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

30

30.1

2015 2014Pessoal

61.027 59.588 21.376 24.477 2.147 2.065

959 863 2.049 41

12.304 4.041 9.438 8.497

18.985 23.102 1.846 2.445

199 216

130.330 125.335

2.731 2.864 14 20

2.745 2.884 133.075 128.219

31

Nota 2015 2014

Receitas financeirasRenda de aplicações financeiras e cauções Renda de aplicações financeiras e cauções19.840 13.547 9.840 13.547 0 0Variação monetária e acréscimo moratório da energia vendida Variação monetária e acréscimo moratório da energia vendida162.346 36.600 62.346 36.600 0 0Variação monetária e acréscimo moratório da energia comprada Variação monetária e acréscimo moratório da energia comprada115.159 15.159 Operações de swap e hedge Operações de swap e hedge1 0 3.520 0 3.520 Atualização monetária depósitos judiciais Atualização monetária depósitos judiciais15.627 3.970 5.627 3.970 0 0Atualização sobre os ativos/ passivos financeiros setoriais Atualização sobre os ativos/ passivos financeiros setoriais18 40.226 62.873 20.772 1.582 19.454 61.291 Juros e multa sobre impostos Juros e multa sobre impostos19 986 16.293 986 16.293 0 0Ajustes a valor presente Ajustes a valor presente17.1 (676) 599 599 (676) 0(-) PIS/COFINS sobre Receitas financeiras (-) PIS/COFINS sobre Receitas financeiras1(1.888) 0 (1.888) 0 0 0Outras receitas financeiras Outras receitas financeiras1 6.677 6.169 6.677 6.169 0 0

138.297 143.571 104.360 80.264 33.937 63.307 Despesas financeiras 0 0

Variação monetária e acréscimo moratório da energia comprada Variação monetária e acréscimo moratório da energia comprada231.1 (32.031) (9.947) (16.872) (6.576) (15.159) (3.371) Juros e multa sobre impostos Juros e multa sobre impostos29 (4.473) (2.216) (4.473) (2.216) 0 0Encargos de dívidas Encargos de dívidas1 (97.307) (79.084) (97.307) (79.084) 0 0Variações monetárias moeda nacional Variações monetárias moeda nacional2(10.672) 7.497 (10.672) (39) 0 7.536 Variações monetárias moeda estrangeira Variações monetárias moeda estrangeira20 1.504 0 0 1.504 Atualização sobre os ativos/ passivos financeiros setoriais Atualização sobre os ativos/ passivos financeiros setoriais28 (19.454) (31.042) (19.454) (31.042) Operações de swap e hedge Operações de swap e hedge2 0 (6.506) 0 (2.986) 0 (3.520) Provisões e atualizações monetárias cíveis, fiscais, trabalhistas e outros Provisões e atualizações monetárias cíveis, fiscais, trabalhistas e outros127.1.1 (10.474) (6.697) (10.474) (6.697) 0 0Variação monetária - Energia Livre Variação monetária - Energia Livre121.2 (5.087) (3.771) (5.087) (3.771) 0 0Benefícios pós-emprego Benefícios pós-emprego125.1.1 e 25.2 (41.330) (51.691) (41.330) (51.691) 0 0(-) Juros capitalizados (-) Juros capitalizados2 603 5.380 603 5.380 0 0Juros sobre capital próprio (44.643) 0 (44.643) 0Outras despesas financeiras Outras despesas financeiras1(29.404) (12.921) (29.404) (12.921) 0 0

(294.272) (189.494) (215.692) (160.601) (78.580) (28.893) Total (155.975) (45.923) (111.332) (80.337) (44.643) 34.414

31.1

32

Nota 2015 2014 2015 2014 2015 2014

Lucro antes do IRPJ e CSLL 28.840 108.889 166.453 262.854 (137.613) (153.965) Alíquota 34% 34% 34% 34% 34% 34%IRPJ e CSLL (9.806) (37.022) (56.594) (89.370) (56.594) (89.370)

Ajustes para refletir a alíquota efetivaIRPJ e CSLL sobre adições e exclusões permanentes 0 0 0 0 0 0Doações (324) (297) (324) (297) 0 0Perdas indedutíveis (455) 128 (455) 128 0 0Outras (132) (432) (132) (432) 0 0

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

SUDENE 32.1 2.080 4.282 2.080 4.282 0,00 0,00Outras 121 587 446 266 (325) 321

Despesa de IRPJ e CSLL (8.379) (28.610) (72.097) (89.049) Alíquota efetiva 29,05% 26,27% 0,00% 0,00% -52,39% -57,84%

Refere-se aos gastos com Pessoal e Administradores, líquidos de capitalizações.

Despesas recisóriasParticipação no Lucros e Resultados - PLROutros benefícios - CorrenteOutros benefícios pós-emprego - Déficit ou superávit atuarial

AdministradoresHonorários e encargos (Diretoria e Conselho)Benefícios dos administradores

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

Reconciliação das taxas efetivas e nominais da prov isão para o imposto de renda e contribuição social

Resultado financeiro

Variação monetária e acréscimo moratório da energia comprada

Gastos operacionais gerenciáveis e não gerenciáveisOs gastos operacionais são reconhecidos e mensurados (i) em conformidade com o regime de competência, apresentados líquidos dos respectivos créditosde PIS e COFINS; (ii) com base na associação direta da receita; e (iii) quando não resultarem em benefícios econômicos futuros. São apresentados naDemonstração de resultados por natureza do gasto, conforme requerido pelo Manual de Contabilidade do Setor Elétrico.

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

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

Previdência privada - CorrenteBenefício Pós-emprego - Previdência Privada - Déficit ou superávit atuarialPrograma de demissão voluntária

Outros

EncargosRemuneração

Pessoal e Administradores

36

Page 50: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

32.1

33

33.1

33.1.1

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

Ativos financeirosValor justo por meio do resultado

Caixa e equivalentes de caixa Ca

6Aplicações financeiras - renda fixa A

pAplicações 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

Ativos financeiros setoriais At

8 Ativos financeiros setoriais1Nível 2 636.695 416.617 636.695 416.617

Ativos mantidos até o vencimento At

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

Depósitos Judiciais e Cauções Ca

13 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

6Bancos conta movimento B

aBancos conta movimento10,00 155.987 86.791 155.987 86.791

Consumidores e concessionárias Co

7 Consumidores e concessionárias10,00 700.099 484.190 700.099 484.190 Outros créditos - Partes relacionadas 11 Outros créditos - Partes relacionadas10,00 98 36 98 36

1.565.923 1.132.577 1.565.923 1.132.577

Passivos financeiros Pa

Passivos financeiros1

Outros ao custo amortizado Outros ao custo amortizado1

Fornecedores Fo

21 Fornecedores10,00 424.494 386.292 424.494 386.292

Passivos financeiros setoriais Us

8 Uso do bem público1Nível 2 372.727 189.844 372.727 189.844 22 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas10,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Moeda nacional Mo

Moeda nacional10,00 828.015 857.653 824.721 866.510 Ou

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

1.625.465 1.434.036 1.622.171 1.442.893

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

A administração dos riscos associados a estas operações é realizada por meio da aplicação de políticas e estratégias definidas pela Administração e incluemo monitoramento dos níveis de exposição de cada risco de mercado, previsão de fluxos de caixa futuros e estabelecimento de limites de exposição. Essapolítica determina também que a atualização das informações em sistemas operacionais, assim como a confirmação e operacionalização das transaçõesjunto às contrapartes, sejam feitas com a devida segregação de funções.

Valor contábil

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

Posteriormente ao reconhecimento inicial, são mensurados conforme descrito abaixo:

Classificação dos instrumentos financeiros

• Instrumentos financeiros ao valor justo por meio do resultado

Em 23 de março de 2010, a Companhia obteve, junto à Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste - SUDENE, Laudo Constitutivo nº 26/10,atestando o atendimento a todas as condições e requisitos legais exigidos para o reconhecimento do direito à redução de 75% da alíquota do Imposto deRenda e Adicionais não restituíveis, calculados com base no lucro da exploração relativo aos municípios da região norte do estado, integrantes da área deatuação da SUDENE, por um período de 10 anos a partir do exercício social de 2010, protocolado na Unidade da Receita Federal do Brasil - RFB, comjurisdição 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 de dezembro de 2007do Ministério da Integração Nacional, órgão que regulamenta o benefício, o valor do imposto de renda que deixou de ser pago não poderá ser distribuído aossócios ou acionistas, tendo sido transferido para a rubrica de incentivos fiscais na reserva de lucro, o qual somente poderá ser utilizado para absorção deprejuízo ou aumento de capital social.

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

Em atendimento à Política de Gestão de Riscos Financeiros do Grupo EDP - Energias do Brasil, e com base nas análises periódicas consubstanciadas nosrelatórios de risco, são definidas estratégias específicas de mitigação de riscos financeiros, as quais são aprovadas pela Administração, paraoperacionalização da referida estratégia. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das condições contratadas versus condiçõesvigentes no mercado por meio de sistemas operacionais integrados à plataforma SAP. A Companhia não efetua aplicações de caráter especulativo, emderivativos ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados obtidos com estas operações estão condizentes com as políticas e estratégias definidas pelaAdministração da Companhia.

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

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

Instrumentos financeiros e Gestão de riscos

Um instrumento é classificado pelo valor justo por meio do resultado se for mantido para negociação, ou seja, designado como tal quando do reconhecimentoinicial, e se a Companhia gerencia os investimentos e toma as decisões de compra e venda com base em seu valor justo de acordo com a estratégia deinvestimento e gerenciamento de risco documentado pela Companhia. Após reconhecimento inicial, custos de transação atribuíveis são reconhecidos nosresultados quando incorridos.

• Instrumentos disponíveis para venda

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

Outras contas a pagar - Partes relacionadas

SUDENE

A Companhia mantém operações com instrumentos financeiros. A administração desses instrumentos é efetuada por meio de estratégias operacionais econtroles internos visando assegurar crédito, liquidez, segurança e rentabilidade. A contratação de instrumentos financeiros com o objetivo de proteção é feitapor meio de uma análise periódica da exposição aos riscos financeiros (câmbio, taxa de juros e etc.), a qual é reportada regularmente por meio de relatóriosde risco disponibilizados à Administração.

• Instrumentos mantidos até o vencimento

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

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

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 efetiva menosqualquer redução por ajuste ao valor recuperável ou impossibilidade de recebimento.

Valor justo

Instrumentos financeiros

• Outros ao custo amortizado

Empréstimos, financiamentos e debêntures

• Empréstimos e recebíveis

37

Page 51: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

33.1.2

33.1.3

33.2

33.2.1

33.2.1.1

Cenário (I) Cenário (II) Cenário (III) Cenário (IV) Cen ário (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

(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 risco compatívelcom as atividades do setor e que, na impossibilidade de buscar outras alternativas ou diferentes hipóteses de mercado e/ou metodologias para suasestimativas, face aos negócios da empresa e às peculiaridades setoriais, o valor de mercado de Empréstimos, financiamentos e encargos de dívida eDebêntures diferem do seu valor contábil.

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 não forçada entreparticipantes do mercado na data de mensuração.

Gestão de riscos

Valor justo

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

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

Análise de sensibilidade

Para apuração do valor justo, a Companhia projeta os fluxos dos instrumentos financeiros até o término das operações seguindo as regras contratuais,inclusive para taxas pós-fixadas e utiliza como taxa de desconto o Depósito Interbancário - DI futuro divulgado pela BM&FBovespa, exceto quando outra taxafor indicada na descrição das premissas para o cálculo do valor justo. Este procedimento pode resultar em um valor contábil diferente do seu valor justo.Essas diferenças ocorrem principalmente em virtude desses instrumentos apresentarem prazos de liquidação longos e custos diferenciados em relação àstaxas 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 seus prazos erelevância de cada instrumento financeiro:

(i) Empréstimos, financiamentos e debêntures: são mensurados por meio de modelo de precificação aplicado individualmente para cada transação levandoem consideração os fluxos futuros de pagamento, com base nas condições contratuais, descontados a valor presente por taxas obtidas por meio das curvasde juros de mercado. Desta forma, o valor de mercado de um título corresponde ao seu valor de vencimento (valor de resgate) trazido a valor presente pelofator de desconto;

A hierarquização dos instrumentos financeiros por meio do valor justo regula a necessidade de informações mais consistentes e atualizadas com o contextoexterno 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 ou indiretamente;e

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

O risco de mercado é apresentado como a possibilidade de perdas monetárias em função das oscilações de variáveis que tenham impacto em preços e taxasnegociadas no mercado. Essas flutuações geram impacto a praticamente todos os setores e, portanto, representam fatores de riscos financeiros.

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, aCompanhia 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 Grupo EDP em suasoperações no mundo. Cabe ao Comitê de Risco, garantir a governança do processo e atuar como elo entre a alta direção e a operação rotineira. Sua função égerenciar e supervisionar todos os fatores de risco que possam provocar impactos nas atividades e nos resultados da Companhia, além de propormetodologias e melhorias ao sistema de gestão.

Empréstimos e financiamentos - BNDES e CALC

Operação

Empréstimos e financiamentos - BNDES e CALC

As análises de sensibilidade tem como objetivo mensurar o impacto às mudanças nas variáveis de mercado sobre cada instrumento financeiro daCompanhia. Não obstante, a liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em valores diferentes dos estimados devido àsubjetividade contida no processo utilizado na preparação dessas análises. As informações demonstradas no quadro, mensuram contextualmente o impactonos resultados da Companhia em função da variação de cada risco destacado.

Aging cenário provável

Risco de mercado

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

A metodologia aplicada na segregação por níveis para o valor justo dos instrumentos financeiros da Companhia classificados como valor justo por meio doresultado e disponíveis para venda, foi baseada em uma análise individual buscando no mercado operações similares às contratadas e observadas. Oscritérios para comparabilidade foram estruturados levando em consideração prazos, valores, carência, indexadores e mercados atuantes. Quanto maissimples e fácil o acesso à informação comparativa mais ativo é o mercado, quanto mais restrita a informação, mais restrito é o mercado para mensuração doinstrumento. Não houve alteração nas classificações dos níveis de Instrumentos financeiros no exercício.

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

38

Page 52: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

33.2.2

31/12/2014

Até 1 mês De 1 a 3 mesesDe 3 meses a 1

ano De 1 a 5 anosMais 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

Empréstimos, financiamentos e debêntures 0 0 132.231 601.994 90.496 824.721 866.510

330.144 94.262 132.319 602.223 90.496 1.249.444 1.253.049

33.2.2.1

33.2.3 Risco de crédito

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

Covenants são indicadores econômico-financeiros de controle da saúde financeira da Companhia exigidos nos contratos de ingresso de recursos. O nãocumprimento dos covenants impostos nos contratos de empréstimos e financiamentos pode acarretar em um desembolso imediato ou vencimento antecipadode uma obrigação com fluxo e periodicidade definidos. A relação dos covenants por contrato aparecem descritos individualmente na nota 18. Até 31 dedezembro de 2015 todos os covenants das obrigações contratadas foram atendidos em sua 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 35.1.

Além do controle de covenants atrelado ao risco de liquidez, existem garantias contratadas (Nota 30.2) para as rubricas de Empréstimos, financiamentos eDebêntures. Essas garantias contratuais são o máximo que a Companhia pode ser exigida a liquidar, conforme os termos dos contratos de garantiafinanceira, caso o valor total garantido seja executado pela contraparte decorrente de falta de pagamento. Para a rubrica de Compra de Energia, as garantiasestão vinculadas, em sua maioria, aos recebíveis da Companhia, passiveis de alteração decorrente de eventuais perdas de crédito nestes recebíveis.

As decisões sobre aplicações financeiras são orientadas por uma Política de Gestão de Riscos Financeiros da Companhia, que estabelece condições elimites de exposição a riscos de mercado avaliados por agências especializadas. A política determina níveis de concentração de aplicações em instituiçõesfinanceiras de acordo com o rating do banco e o montante total das aplicações da Companhia, de forma a manter uma proporção equilibrada e menos sujeitaa perdas.

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

A pulverização da venda de energia elétrica a essa base consumidora atribui menor volatilidade aos recebimentos da Companhia, pode-se levar em face acomposição de 11,32% de estimativas de não realização dos créditos conforme nota 7.

No setor de energia elétrica as operações realizadas estão direcionadas ao regulador que mantém informações ativas sobre as posições de energiaproduzida e consumida. As comercializações são geradas a partir de leilões, contratos, entre outros e esse mecanismo agrega confiabilidade e controla ainadimplência entre participantes setoriais. Os contratos de concessão de distribuição priorizam o atendimento abrangente do mercado, sem que hajaqualquer 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 de consumidores. Asregras para composição da provisão para créditos de liquidação duvidosa atendem à fundamentação disposta pelo regulador e premissas aprovadas pelaAdministração da Companhia.

A Administração entende que as operações de aplicações financeiras contratadas não expõem a Companhia a riscos significativos que futuramente possamgerar prejuízos materiais.

Estratégias específicas de mitigação de riscos financeiros em atendimento à Política de Gestão de Riscos Financeiros do Grupo EDP - Energias do 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 meio deestratégias operacionais com base nas políticas e controles internos visando assegurar liquidez, segurança e rentabilidade.

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

Vencimento antecipado de dívidasA Companhia possui contratos de financiamento com cláusulas restritivas (Covenants) , normalmente aplicável a esse tipo de operação, relacionada aoatendimento de índice financeiro.

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

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

Os ativos financeiros mais expressivos da Companhia são demonstrados nas rubricas Caixa e equivalentes de caixa (Nota 6), Consumidores econcessionárias (Nota 7) e Ativos financeiros setoriais (Nota 8). A Companhia, em 31 de dezembro de 2015, tem em Caixa um montante cuja disponibilidadeé imediata e Equivalentes de caixa que são aplicações financeiras de liquidez imediata que são prontamente conversíveis em um montante conhecido decaixa. Para Consumidores e concessionárias, os saldos compreendem um fluxo estimado para os recebimentos. Os Ativos financeiros setoriais serãohomologados pelo Poder Concedente e recebidos por meio da tarifa nos próximos reajustes ou revisões tarifárias.

Risco de liquidez

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.; e TJLP entre6,00% e 7,50% a.a..

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

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

31/12/2015

O risco de liquidez evidencia a capacidade da Companhia em liquidar as obrigações assumidas. Para determinar a capacidade financeira da Companhia emcumprir adequadamente os compromissos assumidos, os fluxos de vencimentos dos recursos captados e de outras obrigações fazem parte das divulgações.Informações com maior detalhamento sobre as debêntures e empréstimos captados pela Companhia são apresentados na nota 22.

39

Page 53: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

34

3535.1

31/12/2014

2016 2017 a 2018 2019 a 2020 A partir de 2021 Total ger al 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 Juros vincendos de empréstimos, financiamentos e debêntures1

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 ger al 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 Juros vincendos de empréstimos, financiamentos e debêntures2

279.168 176.987 1.900.939 3.569.662 3.613.867 21.289.635 0 30.374.103 30.541.299

35.2

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

36

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.

Transações não envolvendo caixa

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

A EDP - Energias do Brasil possui cobertura de Responsabilidade Civil estendida para a Companhia com os limites conforme apresentados abaixo:

(i) Responsabilidade civil geral, com cobertura de até R$20.000;(ii) Responsabilidade civil ambiental, com cobertura de até R$17.572; e

Cobertura de Seguros

A Companhia mantém apólices de seguros com coberturas determinadas por orientação de especialistas e regidas por norma de contratação e manutençãode seguros aprovado pela Diretoria do Grupo EDP – Energias do Brasil. A contratação de seguros leva em consideração a natureza e o grau de risco, pormontantes 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, nãoforam analisadas pelos auditores independentes.

Os principais valores em risco com coberturas de seguros são:

31/12/2015

53.574

31/12/2014

25.600

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

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 estão apresentadospor maturidade de vencimento.

Garantias

Responsabilidades com locações operacionais

Materiais e serviços

Compra de energia

Encargos de conexão e transporte de energia

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

Obrigações de compra

31/12/2015

Fiança bancária

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

31/12/2015

Responsabilidades com locações operacionais

Obrigações de compra

Compra de energia

Encargos de conexão e transporte de energiaMateriais e serviços

Juros vincendos de empréstimos, financiamentos e debêntures

Compromissos contratuais

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

Compromissos contratuais e Garantias

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

40

Page 54: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

3737.1

37.2

37.2.1

Valores(1) Ativo Imobilizado

3.837.335,00

3.293

395.516

680.457

2.758.069

2.054.017

1.783.318

1.215 1.782.104

1.300

312.140

95.097

1.566.360

74.868

3,91%

107.840

11,36%

1,35%

3,62%

170.444

Revisão e Reajuste TarifárioRevisão Tarifária Periódica - 4CRTP

Composição da Base de Remuneração RegulatóriaPara a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica, visando à definição da basede remuneração no Ciclo de Revisão Tarifária Periódica - CRTP vigente, devem ser observadas as seguintes diretrizes:

Em 28 de abril de 2015, a ANEEL aprovou, por meio da Resolução Normativa nº 660, alterações na metodologia aplicável aos processos de Revisão TarifáriaPeriódica das distribuidoras de energia elétrica, válidas para os processos realizados a partir de 06 de maio de 2015 e envolveram mudanças nos seguintestemas:

i) Procedimentos gerais• Extinção do conceito de ciclo tarifário passando a ser utilizadas as metodologias e parâmetros vigentes por ocasião do processamento da revisão 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

(3) Obrigações Especiais Bruta

(4) Bens Totalmente Depreciados

• 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

Revisão Tarifária Periódica de 2013 - 3CRTPConforme consta da Resolução Homologatória nº 1.576, de 30 de julho de 2013, o reposicionamento tarifário da Companhia representou, em média, umavariação das tarifas homologadas no ano anterior, de 4,12%.A Resolução Homologatória nº 1.576, de 30 de julho de 2013 também estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os valores dos componentes Pd (ganhos deprodutividade da atividade de distribuição) e T (trajetória de custos operacionais) do Fator X1 em 0,99% e 1,68%, respectivamente, a serem aplicados naatualização da Parcela B nos reajustes tarifários anuais da Companhia. Ainda, essa Resolução estabeleceu o percentual regulatório de perdas técnicas, de6,70%, que permanecerá constante em todos os reajustes anuais deste ciclo tarifário, além do percentual de perdas não técnicas sobre o mercado faturadode baixa tensão, estabelecido em 8,94% para o ano de 2014 e 7,38% para 2015.

Em 19 de agosto de 2013, a Companhia interpôs Pedido de Reconsideração contra o resultado da RTP 2013, o qual foi devidamente analisado pela ANEEL ecujas conclusões foram apresentadas por meio da Nota Técnica nº 225/2014-SRE/ANEEL, de 02 de julho de 2014, sendo recomendado o acolhimento parcialdo pedido de reconsideração, em virtude da retificação do valor da Base de Remuneração considerada no processo de Revisão Tarifária e na identificação demotivo relevante para alteração da trajetória de perdas não técnicas definida originalmente.A análise levou à alteração do percentual de perdas não técnicas para 9,27% em 2014 e 7,87% em 2015, do valor da Parcela B e, por consequência, doíndice de reposicionamento de 4,12% para 4,71%, representando uma variação na receita anual da Companhia de R$10,7 milhões, conforme consta doDespacho nº 3.033, de 05 de agosto de 2014. Os efeitos tarifários decorrentes, econômico e financeiro, foram considerados no reajuste tarifário de 2014 e oefeito da mudança das perdas não técnicas está sendo considerado no processo atual.

a) A base de remuneração aprovada no CRTP anterior deve ser “blindada”. Entende-se como base blindada os valores aprovados por laudo de avaliaçãoajustados, incluindo as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e as respectivas atualizações;

• O nível de Receitas irrecuperáveis (%) passa a ser calculado com base no histórico de 60 meses de inadimplência da concessionária.vii) Outras receitas• O percentual de compartilhamento de Outras receitas foi alterado para 30% nos serviços de: (i) eficientização do consumo de energia elétrica; (ii) instalaçãode cogeração qualificada; e (iii) serviços de comunicação de dados. Para os demais serviços foi definido em 60%.Estas alterações serão incorporadas a partir da próxima revisão tarifária que, na Companhia, ocorrerá em agosto de 2016.

b) As inclusões entre as datas-base do CRTP vigente e anterior, desde que ainda em operação, compõem a Base Incremental e são avaliadas no processode revisão tarifária do CRTP vigente;

(8) Índice de Aproveitamento Depreciado

(9) Valor da Base de Remuneração (VBR)(10) Almoxarifado em Operação

(2) Índice de Aproveitamento Integral

c) Os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de remuneração blindada (item a) com os valores das inclusõesocorridas entre as datas-base do segundo e terceiro ciclos de revisão tarifária – base incremental (item b);d) Considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês anterior ao mês da revisão tarifária do CRTP vigente; ee) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IGP-M, entre a data-base do laudo de avaliação e a data da revisão tarifária.

(21) Taxa RGR Demais Investimentos

(13) Terrenos e Servidões

(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)-(12)+(13)

(15) Saldo RGR PLPT

(16) Saldo RGR Demais Investimentos

(17) Taxa de Depreciação

Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica somente são elegíveis a compor a Base de Remuneração Regulatóriaquando efetivamente utilizados no serviço público de distribuição de energia elétrica. São desconsiderados da base de remuneração aqueles ativos quecompõe a Base de Anuidade Regulatória – BAR.A tabela a seguir resume o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, bem como da remuneração e quota de reintegração de acordo com a nota técnicanº 320 de 24 de julho de 2013, aplicados nas tarifas da outorgada a partir de 07 de agosto de 2013.

Descrição

(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)

(6) Depreciação Acumulada

(18) Quota de Reintegração Regulatória

(19) WACC real antes de impostos

(20) Taxa RGR PLPT

• A taxa de remuneração do capital investido (WACC) passou de 7,5% a.a., para 8,09% a.a. (líquido de impostos). Os pontos de aprimoramento naatualização foram: (i) uniformização das séries, (ii) utilização do risco de crédito médio das empresas no capital de terceiros, (iii) recálculo do custo de capitala 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 “Obrigações Especiais”.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

(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso)

(11) Ativo Diferido

(12) Obrigações Especiais Líquida

(22) Remuneração do Capital (15)*(20)+(16)*(21)+[(14)-(15)-(16)]*(19)

41

Page 55: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

37.2.2

Valores172.695

43.174 43.174 86.347

4.000 8.620

21.196 33.816

37.2.3

37.3

37.4

37.5

37.5.1

Variação Participação no

Reajuste Participação

na Receita

-0,18% -0,14% 75,70%20,95% 4,64% 26,58%

-14,52% -0,02% 0,10%-3,67% -0,55% 14,44%-3,83% -0,10% 2,45%

4,83% 4,79%50,95% 0,79% 2,32%-6,25% -0,11% 1,66%

-19,23% -0,20% 0,82%-6,95% 0 0

-13,38% -0,66% 4,21%-21,52% -0,81% 2,94%13,78% 0,05% 0,45%21,48% 0,01% 0,05%12,62% 0,05% 0,42%26,21% 0,04% 0,20%

3,33% 0 0,14%-8,36% -4,13% 44,91%4,20% 0,99% 24,30%

0,85% 100,00%

7,39%2,16%

10,45%0,44%0,05%

-0,23%0,42%0,32%0,03%

-1,14%-4,40%-0,83%0,12%

-6,19%2,04%

CVA em Processamento - TransmissãoSaldo a Compensar CVA-Ano Anterior + AjustesNeutralidade dos EncargosRepasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007

DescriçãoPARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]

Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE

(6) Anuidade - Veículos (CAV)(7) Anuidade - Sistemas de Informática (CAI)(8) CAIMI = (5)+(6)+(7)

Ajuste da Parcela B em Função de Investimentos Real izados

(4) Base de Anuidade - Sistemas de Informática (BARI)

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

Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EERPROINFAP&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist. Isol.O N S

Custos de TransmissãoRede BásicaRede Básica FronteiraRede Básica ONS (A2)MUST ItaipuTransporte de ItaipuConexão

Custos de Aquisição de EnergiaPARCELA B

CVA em Processamento - Energia comprada

Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)Financeiro de Reversão RTE - EnergiaFinanceiro de Reversão RTE - CDE UsoFinanceiro de Reversão RTE - CDE EnergiaDiferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009

Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram paraa um aumento tarifário de 7,39% no atual reajuste da Companhia. Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajustetarifário anual de 2014, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2014, representa uma redução de – 6,19% no atual reajuste, quandode sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos consumidores.

Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores

O reajuste tarifário aprovado em Agosto de 2014 pela ANEEL permitiu também mitigar parte da pressão sobre o caixa da companhia. O reposicionamentotarifário foi de 26,54%, sendo 19,61% relativo ao reposicionamento econômico e 6,93% referente aos componentes financeiros. O efeito médio a serpercebido pelos consumidores cativos foi de 23,58%.

A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela Companhia de forma a compensar o descasamento entre o fluxo de caixa e custos específicos relativos àcompra de energia e à quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27 de fevereiro de 2015, homologou o resultado da revisão gerando umefeito médio sobre os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de 25,60% e 23,62%, respectivamente.

Reajuste Tarifário Anual de 2015

IRT considerando a varição tarifária da RTE

Resumo do Reajuste Tarifário

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

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do P rocesso Anterior

Reajuste Tarifário Anual de 2014

Revisão Tarifária Extraordinária de 2015

Encargos Setoriais

(3) Base de Anuidade - Veículos (BARV)

Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a base deremuneração. Esses ativos são determinados como uma relação do AIS.A tabela a seguir resume os valores relativos ao CAIMI determinados na nota técnica nº 320 de 24 de julho de 2013, aplicados nas tarifas da outorgada apartir de 07 de agosto de 2013 até a data da próxima revisão tarifária a ocorrer em 07 de agosto de 2016.

Descrição

Exposição Diferença Preços entre Submercados

(1) Base de Anuidade Regulatória (BAR)(2) Base de Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (BARA)

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

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 écomposto das parcelas “Pd” (ganhos de produtividade) de 0,99%, “T” (trajetória para adequação dos custos operacionais) de 1,68% e “Q” (incentivo àqualidade) de 0%.

A Resolução Homologatória ANEEL nº 1.768 de 5 de agosto de 2015, homologou o resultado do reajuste tarifário anual da Companhia aplicado a partir de 7de agosto de 2014.

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atua lCVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade

(5) Anuidade - Infraestrutura de imóveis e móveis administrativos (CAL)

No CRTP vigente, quando da revisão tarifária de cada concessionária, são levantados os investimentos efetivamente realizados pela distribuidora entre o CRTP anterior e o CRTP vigente, calculados com base nos registros contábeis da distribuidora, deflacionados pelo IGP-M, mês a mês, para a data-base da revisão tarifária anterior. Caso os investimentos efetivamente realizados sejam inferiores àqueles considerados no cálculo do Fator X do CRTP anterior, esse item é recalculado, com a substituição dos valores de investimento previstos pelos investimentos realizados, mantendo-se inalterados os demais parâmetros.

42

Page 56: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

38

38.1

Nota Regulatório Ajustes Societário Regulatório Ajustes S ocietário

228.845 0 228.845 230.040 0 230.040 638.582 0 638.582 432.210 0 432.210

42.409 0 42.409 39.654 0 39.654 38.1.1 443.430 249.276 194.154 123.509 (31.968) 155.477

26.286 0 26.286 30.258 0 30.258 38.1.2 33.863 32.504 1.359 37.810 36.713 1.097

75 0 75 1.542 0 1.542 5.909 0 5.909 5.675 0 5.675

799 0 799 75 0 75 118.434 0 118.434 103.554 0 103.554

1.538.632 281.780 1.256.852 1.004.327 4.745 999.582

38.1.3. (709.485) 709.485 (594.212) 594.212 38.1.1 16.213 0 16.213 12.326 0 12.326

2.895 0 2.895 038.1.1 193.265 123.451 69.814 295.443 200.893 94.550

22.123 0 22.123 19.288 0 19.288 77.291 0 77.291 103.604 0 103.604

38.1.5 202.548 45.267 157.281 170.929 28.661 142.268 910 0 910 887 0 887 656 0 656 1.768 0 1.768

5.832 5.832 5.855 5.832 23

2.072.851 2.072.766 85 2.054.611 2.054.526 85 85.973 (761.165) 847.138 82.399 (788.129) 870.528

38.1.3 2.680.557 776.666 1.903.891 2.747.110 907.571 1.839.539 4.219.189 1.058.446 3.160.743 3.751.437 912.316 2.839.121

424.494 0 424.494 384.438 0 384.438 132.232 0 132.232 408.076 0 408.076

38.1.4 35.576 (2.755) 38.331 27.673 (1.377) 29.050 27.594 0 27.594 20.814 0 20.814

38.1.4 e 38.1.5 148.556 3.074 145.482 85.534 (9.378) 94.912 38.1.2 148.630 32.504 116.126 84.228 36.713 47.515

2.514 0 2.514 1.067 0 1.067 37.946 0 37.946 42.053 0 42.053

38.1.1 249.276 249.276 28.452 28.452 38.1.4 47.419 (319) 47.738 25.552 (1.865) 27.417

1.254.237 281.780 972.457 1.107.887 52.545 1.055.342

0 1.854 0 1.854 692.490 0 692.490 458.434 0 458.434 429.313 0 429.313 323.397 0 323.397

19.540 0 19.540 29.937 0 29.937 8.473 0 8.473 428 0 428

65.595 0 65.595 54.176 0 54.176 38.1.5 113.248 106.790 6.458 121.475 113.175 8.300 38.1.1 123.451 123.451 161.392 161.392

229 0 229 247 0 247

38.1.3 427.000 427.000 404.094 404.094

1.879.339 657.241 1.222.098 1.555.434 678.661 876.773 3.133.576 939.021 2.194.555 2.663.321 731.206 1.932.115

650.572 0 650.572 443.815 0 443.815 20.615 0 20.615 101.035 0 101.035

38.1.6 (6.544) 207.300 (213.844) 86.979 235.805 (148.826) 435.118 0 435.118 384.821 0 384.821

38.1.6 (87.875) (87.875) (54.695) (54.695) 73.727 0 73.727 126.161 0 126.161

1.085.613 119.425 966.188 1.088.116 181.110 907.006 4.219.189 1.058.446 3.160.743 3.751.437 912.316 2.839.121

Capital socialReservas de capitalOutros resultados abrangentesReservas de lucrosLucros ou Prejuízos Acumulados

Total do patrimônio líquido

Conciliação do Balanço Patrimonial Regulatório e So cietárioPara fins estatutários, a Companhia seguiu a regulamentação societária para a contabilização e elaboração das Demonstrações Contábeis Societárias, sendoque para fins regulatórios, a Companhia seguiu a regulamentação regulatória, determinada pelo Órgão Regulador apresentada no Manual de Contabilidadedo Setor Elétrico. Dessa forma, uma vez que há diferenças entre as práticas societárias e regulatórias, faz-se necessária a apresentação da reconciliação dasinformações apresentadas seguindo as práticas regulatórias com as informações apresentadas seguindo as práticas societárias.

Depósitos Judiciais e Cauções

2015 2014

Ativo Ativo circulante Caixa e equivalentes de caixaConsumidoresConcessionárias e permissionárias

Serviços em cursoTributos compensáveis

Balanço Patrimonial

Tributos compensáveisDepósitos judiciais e cauçõesTributos diferidos

PassivoPassivo circulanteFornecedores

Ativos financeiros setoriais

Intangível

Total do ativo

Bens e direitos para uso futuroOutros ativos não circulantesBens e atividades não vinculadas à concessão do Serviço Público de Energia Elétrica

Imobilizado

ConsumidoresConcessionárias e permissionárias

Ativos financeiros setoriais

Despesas pagas antecipadamenteOutros Ativos Circulantes

Ativo não circulanteAtivo financeiro indenizável

Almoxarifado operacional

Total do passivo e do patrimônio líquido

Benefício pós-empregoTributos

Provisão para litígiosEncargos Setoriais

Tributos diferidosPassivos financeiros setoriais

Proposta para distribuição de dividendos adicionais

A seguir são detalhadas a natureza e explicações das práticas contábeis divergentes:

Outros passivos circulantes

Passivo não circulanteFornecedores

Outros passivos não circulantesObrigações vinculadas à concessão do Serviço Público de Energia Elétrica

Total do passivo

Patrimônio líquido

O Valor da Parcela A apresentou uma variação de -0,18% em relação à RTE 2015, representando -0,14% na composição do efeito médio, com destaquepara:

i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em aumento de 20,95% em comparação com os valores da RTE 2015, correspondendo auma variação tarifária no efeito médio de 4,64%. Destaca-se principalmente o início da amortização das operações de crédito contratadas para o lastro daConta no Ambiente de Contratação Regulada - Conta-ACR (CDE Energia).

ii) Custos de Transmissão. Variação de -13,38% em relação à RTE 2015, correspondendo a um efeito médio de -0,66%. A variação negativa dos custos deTransmissão é explicada pela redução das tarifas de Rede Básica (TUST-RB) aplicadas em DRP, obtidas na Resolução Homologatória n° 1.917, de23/06/2015.iii) Compra de Energia. Variação de -8,36% em relação ao processo anterior, contribuindo para um efeito médio de -4,13%. Esse decréscimo decorre,sobretudo, do fato de que, pela metodologia de recorte estabelecida para a valoração da compra de energia na RTE 2015, houve um maior adensamento daenergia proveniente dos produtos do 18° Leilão de Ajuste, cujos períodos de suprimento são de três e seis meses. Como, no processo tarifário ordinário, ohorizonte para recuperação dos custos de energia é de 12 meses, o peso do Leilão de Ajuste no custo total de energia foi muito menor do que o consideradona RTE, contribuindo para uma redução da tarifa média de compra de energia.

Obrigações sociais e trabalhistasBenefício pós-empregoTributos

Provisão para litígiosDividendos declarados e juros sobre capital próprio

Encargos Setoriais

Empréstimos, financiamentos e debêntures

Empréstimos, financiamentos e debêntures

Passivos financeiros setoriais

43

Page 57: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

38.1.1

38.1.2

38.1.3

38.1.4

38.1.5

2015 2014

Diferenças temporáriasBase de cálculo IRPJ CSLL Total Base de cálculo PIS/COFINS IRPJ CSLL Total

- 229.108 - 57.277 20.620 77.897

- (229.108) (20.919) (57.277) (20.620) (98.816)

180.948 45.238 16.285 61.523

273.923 - 68.243 24.570 92.813

45.238 16.285 61.523 (20.919) 68.243 24.570 71.894

38.1.6

Os ajustes apresentados são decorrentes da aplicação, no âmbito societário, da OCPC 08 (Reconhecimento de Determinados Ativos e Passivos nosRelatórios Contábil-Financeiros de Propósito Geral das Distribuidoras de Energia Elétrica) que resultou no reconhecimento dos ativos financeiros setoriaiscomo segue:

Outros ativos e passivos circulantes - Serviços em curso - P&D e PEE

Quando da adoção das IFRS no Brasil, a partir de 2010, a Companhia deixou de reconhecer determinados ativos e/ou passivos, com base no entendimentode que os mesmos não atendiam plenamente às definições de ativo e passivo contidas na Estrutura Conceitual para Elaboração e Divulgação de RelatórioContábil - Financeiro do CPC e do IFRS. Tal entendimento decorria de que: (i)sua realização ou exigibilidade dependeriam de evento futuro não totalmente controlável pela entidade (a entrega futura de energia elétrica); e (ii) não erapraticável saber, no momento do surgimento desses direitos ou obrigações, se e quais os efetivos compradores dessa energia no futuro que pagariam essasdiferenças ou as teriam devolvidas em suas contas de energia elétrica.

Adicionalmente, não havia necessária segurança se a legislação em vigor garantia, de forma objetiva, o direito ao completo recebimento ou pagamentodestes valores nos casos em que o mecanismo de tarifa não fosse suficiente para realizar o direito ou a obrigação ou, ainda, nos casos em que a concessãocessasse por qualquer motivo.

Com o aditamento aos contratos de concessão, o CPC emitiu, em 28 de novembro de 2014, o OCPC 08 (Reconhecimento de Determinados Ativos ePassivos nos Relatórios Contábil-Financeiros de Propósito Geral das Distribuidoras de Energia Elétrica) considerando não mais haver impedimento para oreconhecimento dos ativos e passivos decorrentes da metodologia de definição da tarifa de distribuição de energia elétrica. A orientação tem por objetivotratar dos requisitos básicos de reconhecimento, mensuração e evidenciação destes ativos e passivos.

Para reduzir incertezas relevantes quanto ao reconhecimento e a realização ou liquidação destes ativos e/ou passivos e, consequentemente, qualificá-loscomo passíveis de reconhecimento nas Demonstrações Financeiras, a ANEEL decidiu, em 25 de novembro de 2014, aditar os contratos de concessão dascompanhias de distribuição de energia elétrica brasileiras.

O OCPC 08 determinou que, como tratam-se de ativos e passivos recuperados por meio da tarifa cobrada do consumidor, os mesmos devem ser tratadoscomo ativos ou passivos financeiros, conforme o caso, em contrapartida a receita operacional, no resultado do exercício. Seus efeitos são apresentados comoativo ou passivo pelo montante líquido considerando cada período de reajuste tarifário, em atendimento ao critério de compensação de ativos e passivosfinanceiros do CPC 39, enquanto que no âmbito regulatório, cada item de desvio tarifário é apresentado como ativo ou passivo considerando cada período dereajuste tarifário.

Ativo Financeiro Indenizável, Imobilizado, Intangív el e Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço P úblico de Energia Elétrica

No âmbito societário, as obrigações de P&D e PEE são apresentados líquidos dos respectivos serviços em curso referente a esses programas, ematendimento a compensação de ativos e passivos requeridos pelo CPC 26, enquanto que, no âmbito regulatório, os gastos efetuados somente sãotransferidos dos serviços em curso em contrapartida às obrigações de P&D e PEE quando do encerramento dos projetos, conforme Resolução NormativaANEEL nºs 504/12 e 556/13, respectivamente.

• Imposto de renda e contribuição social diferidos, calculados à alíquota de 34%, incidentes sobre os valores decorrentes da aplicação da ICPC 01 (R1), dosAtivos e passivos regulatórios e Ativos financeiros setoriais decorrentes da aplicação da OCPC 08;• PIS/COFINS diferidos, calculados à alíquota de 9,25%, incidentes sobre Ativos financeiros setoriais decorrentes da aplicação da OCPC 08.

Patrimônio líquido• Outros resultados abrangestes (nota 28.5): no âmbito regulatório, de acordo com a Resolução Normativa nº 396, de 23 de fevereiro de 2010, o valor dareavaliação regulatória compulsória, decorrente da diferença entre o valor contábil em 31 de dezembro de 2010 e o Valor Novo de Reposição – VNR, do ativoimobilizado, líquido dos efeitos dos impostos, foi registrado em contrapartida à referida reserva.• Prejuízos acumulados: resultante dos efeitos da aplicação da ICPC 01(R1), da OCPC 08 e dos Ativos e passivos regulatórios.

Ativos e Passivos Financeiros Setoriais

• Intangível: O valor de R$847.138, refere-se ao direito da concessionária de receber caixa dos usuários pelos serviços de construção do sistema dedistribuição de energia elétrica e pelo uso de infraestrutura, oriundos da bifurcação requerida pela ICPC 01 (R1). Estão registrados ao seu valor de custoacrescido de encargos financeiros, quando aplicável. A amortização é registrada pelo prazo remanescente da concessão.

No âmbito societário:• Ativo financeiro indenizável: O valor de R$709.485, refere-se ao crédito a receber do Poder Concedente devido ao direito incondicional de receber caixa aofinal da concessão, conforme previsto em contrato, a título de indenização pelos serviços de construção efetuados e não recebidos por meio da prestação deserviços relacionados à concessão. Estes ativos financeiros estão registrados de forma a refletir a melhor estimativa do Valor Novo de Reposição - VNR,conforme critérios estabelecidos em regulamento do Poder Concedente e com base em uma metodologia ajustada e atualizada pelo IGP-M sobre o valor dosativos em serviço pertencentes à concessão e que serão reversíveis ao final da concessão.

• Imobilizado: O valor de R$85, refere-se aos ativos tangíveis não vinculados à infraestrutura da concessão. Estão contabilizados pelo custo de aquisição,deduzidos da depreciação acumulada, calculada pelo método linear de acordo com a vida útil dos ativos.No âmbito regulatório:• Imobilizado: Os efeitos da aplicação da ICPC 01 não são reconhecidos pela ANEEL e, consequentemente, não integram à Contabilidade Regulatória. Dessaforma, os bens vinculados à concessão são classificados como Imobilizado, e registrados com base no Valor Novo de Reposição - VNR, aprovado no laudode avaliação da Base de Remuneração Regulatória (BRR), deduzidos da respectiva depreciação acumulada calculada pelo método linear utilizando-se astaxas anuais estabelecidas pela ANEEL, tomando-se por base os saldos contábeis registrados nas respectivas Unidades de Cadastro – UC, conformedetermina a Resolução Normativa nº 367 de 2 de junho de 2009 e estão descritos na nota 18.

• Intangível: compreendem os ativos adquiridos de terceiros e os gerados internamente pela Companhia, substancialmente representados por gastos naimplementação de softwares e faixas de servidões permanentes registrados, mensurados com base no Valor Novo de Reposição - VNR, aprovado no laudode avaliação da Base de remuneração regulatória (BRR), deduzidos da respectiva amortização acumulada, quando aplicável e estão descritos na nota 19.

Impostos e contribuições sociais diferidos

Ativos e Passivos Regulatórios

Ativos financeiros setoriais

Ativo financeiro indenizável, Imobilizado e Intangível

Obrigações sociais e trabalhistasNo âmbito regulatório, as rubricas de INSS e FGTS sobre a folha de pagamento estão sendo apresentados na rubrica de Tributos, enquanto que no âmbitosocietário o valor é apresentado em conjunto com as demais rubricas de encargos sociais e trabalhistas. Já a rubrica de Folha de pagamento líquida noâmbito societário está sendo apresentada na rubrica de Outros passivos circulantes por ser considerado como outros valores a pagar, enquanto que a rubricade Obrigações estimadas é considerado como Obrigações sociais e trabalhistas.

Total passivo não circulante

Os ajustes apresentados são decorrentes da aplicação, no âmbito societário, da ICPC 01 (R1) Contratos de Concessão (IFRIC 12), que resultou na bifurcação em Intangível e Ativo financeiro indenizável do montante registrado em imobilizado e para fins regulatórios são classificados como Ativo Imobilizado, comosegue:

44

Page 58: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

2014 Depreciação Amortização Baixa 2015

Diferença entre VNR (-) VOC 357.281 (33.043) (3.800) (6.346) 314.092

(89.319) 8.260 950 1.587 (78.522)

(32.157) 2.974 342 571 (28.270)

235.805 (21.809) (2.508) (4.188) 207.300

Efeito dos ajustes no Ativo financeiro indenizável 2015 2014

Efeito dos ajustes no (-) IR/CS diferido (133.138) (83.357)

Efeitos dos ajustes entre Contabilidade Societária e Regulatória 45.263 28.661

(87.875) (54.696)

38.2

Nota Regulatório Ajustes Societário Regulatório Ajustes S ocietárioAjustado

2.407.127 0 2.407.127 1.459.361 0 1.459.361 (22.616) 0 (22.616) (20.905) 0 (20.905) 146.595 0 146.595 104.848 0 104.848

58.085 0 58.085 (314) 0 (314) 1.956.649 0 1.956.649 1.309.509 0 1.309.509

38.2.1 393.697 0 393.697 93.132 (155.313) 248.445 38.2.1 5.984 (1.375) 7.359 10.336 6.661 3.675

258.948 0 258.948 166.859 0 166.859 38.2.1 0 (18.215) 18.215 (20.237) 20.237 38.2.1 (155.758) 155.758 (155.866) 155.866

ICMS (1.026.321) 0 (1.026.321) (645.480) 0 (645.480) PIS 38.2.2 (85.988) 325 (86.313) (45.741) 3.957 (49.698) Cofins 38.2.2 (396.063) 1.499 (397.562) (230.241) 18.236 (248.477) ISS (229) 0 (229) (190) 0 (190)

(13.895) 0 (13.895) (9.428) 0 (9.428) (13.895) 0 (13.895) (10.421) 0 (10.421)

(584.114) 0 (584.114) (39.436) 0 (39.436) (3.335) 0 (3.335) (3.480) 0 (3.480)

(293.362) 0 (293.362) (15.673) 0 (15.673) (15.606) 0 (15.606)

2.771.594 (173.524) 2.945.118 2.122.803 (302.562) 2.425.365

(1.942.961) 0 (1.942.961) (1.382.585) 0 (1.382.585) (137.738) 0 (137.738) (120.755) 0 (120.755) 690.895 (173.524) 864.419 619.463 (302.562) 922.025

(130.928) 0 (130.928) (125.814) 0 (125.814) (2.147) 0 (2.147) (2.405) 0 (2.405)

(10.079) 0 (10.079) (11.742) 0 (11.742) (148.059) 0 (148.059) (138.281) 0 (138.281)

(1.756) 0 (1.756) (1.740) 0 (1.740) (926) 0 (926) (907) 0 (907) (954) 0 (954) (873) 0 (873)

(54.810) 0 (54.810) (22.910) 0 (22.910) 38.2.3 (26.651) (6.346) (20.305) (25.032) (7.888) (17.144)

4.492 0 4.492 6.476 0 6.476 (2.061) 0 (2.061) (2.166) 0 (2.166)

38.2.3 (127.181) (36.843) (90.338) (129.209) (37.653) (91.556) (24.155) 0 (24.155) (17.563) 0 (17.563)

38.2.4 20.668 (32.015) 52.683 16.472 3.858 12.614 (1.533) 0 (1.533) (8.957) 0 (8.957)

38.2.4 155.758 (155.758) 155.866 (155.866)

184.815 (92.970) 277.785 154.812 (188.379) 343.191

38.2.5 (155.975) (44.643) (111.332) (45.923) 34.414 (80.337) 138.297 33.937 104.360 143.571 63.307 80.264

(294.272) (78.580) (215.692) (189.494) (28.893) (160.601) 28.840 (137.613) 166.453 108.889 (153.965) 262.854 (8.379) 31.285 (39.664) (28.610) 52.669 (81.279) 44.643 44.643 065.104 (61.685) 126.789 80.279 (101.296) 181.575

65.104 (61.685) 126.789 80.279 (101.296) 181.575

Despesas financeiras

Arrendamento e aluguéisSegurosDoações, contribuições e subvençõesProvisões

Outras Receitas OperacionaisOutras Despesas Operacionais

Resultado da AtividadeEquivalência PatrimonialResultado FinanceiroReceitas financeiras

2014

Custos gerenciáveis - Parcela "B"

Gastos diversos da atividade vinculada

Resultado antes dos custos gerenciáveis

Recuperação de despesas

Lucro antes dos impostos sobre o lucro

Serviços de terceiros

Pessoal e administradoresEntidade de previdência privadaMaterial

Pesquisa e Desenvolvimento - P&D

Despesa com impostos sobre os lucros

Resultado líquido das operações em continuidade

Operações DescontinuadasLucro (Prejuízo) após o Imposto do Exercício Resultante de

Resultado Líquido do Exercício

Custo com construção da infraestrutura

Reversão de juros sobre capital próprio

TributosDepreciação e amortização

PROINFA - Consumidores Livres

Custos não gerenciáveis - Parcela "A"Energia elétrica comprada para revendaEnergia elétrica comprada para revenda – Proinfa

Programa de Eficiência Energética - PEE

Outras receitas vinculadas

Tributos

Encargos - Parcela "A"

Operações em continuidade

Receita de construção

Bandeiras tarifárias - CCRBT

Receita / IngressoFornecimento de energia elétrica

2015

Demonstrações de Resultados

Perdas na alienação de bens e direitos

(-) TransferênciasSuprimento de energia elétricaEnergia Elétrica de Curto PrazoDisponibilização do sistema de transmissão e distribuiçãoAtivos e Passivos Financeiros SetoriaisServiços cobráveisDoações, contribuições e subvenções vinculadas ao serviço

Consta de Desemvolvimento Econômico - CDE

Receita liquida / Ingresso liquido

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE

Imposto de Renda

Contribuição social

45

Page 59: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

38.2.1

38.2.2.

38.2.3

38.2.4

38.2.5

2015 2014

Receitas financeiras

Atualização monetária dos ativos financeiros setoriais 19.454 61.291

Variação monetária moeda estrangeira (1.504)

Variação monetária da energia comprada 15.159

Ajuste a valor presente (676)

Operações de swap 3.520

33.937 63.307

Despesas financeiras

Atualização monetária dos passivos regulatórios (19.454) (31.042)

Variação cambial - Itaipu 7.536

Variação monetária da moeda estrangeira 1.504

Variação monetária da energia comprada (15.159) (3.371)

Juros sobre capital próprio (44.643)

Ajuste a valor presente 676

Operações de swap (3.520)

(78.580) (28.893)

3939.1

39.2

39.3

Provisões Cíveis

Em reuniões do Conselho de Administração realizadas em 29 de dezembro de 2015 e em 27 de janeiro de 2016, foi aprovada a emissão de 12.000debêntures simples, totalizando o valor de R$120.000, sendo a 4ª emissão, não conversíveis em ações, em série única, da espécie quirografária, junto aoBanco Votorantim, em conformidade com a Instrução CVM nº 476/09, pelo prazo de 48 meses, com custo de CDI acrescido de 2,30% a.a., amortizaçãosemestral a partir do 24º mês e juros semestrais a partir da emissão. O crédito referente a esta emissão ocorreu no dia 05 de fevereiro de 2016.

Captação de recursos - Banco VotorantimEventos subsequentes

Em janeiro de 2016 ocorreu a decisão judicial positiva às Distribuidoras no âmbito da Suspensão de Sentença proposta pela ANEEL, bem como acontabilização da CCEE, a contingência classificada em 31 de dezembro de 2015 como Provisões Possíveis - Cíveis no valor de R$118.881 (Nota 22.1.2.2)passou a ser considerada como perda remota.

A seguir são detalhadas a natureza e explicações das práticas contábeis divergentes:

Adicionalmente, âmbito societário, as despesas e reversões dos juros sobre capital próprio estão sendo apresentada liquidas, enquanto no âmbito regulatório,o valor e apresentado separadamente suas respectivas rubricas.

Receita operacional bruta• Ativos financeiros setoriais refere-se ao reconhecimento inicial do OCPC 08 em 2014.• Receita de construção: no âmbito societário, 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. Aformação da receita de construção resulta da alocação das horas trabalhadas pelas equipes técnicas, dos materiais utilizados, da medição da prestação deserviços terceirizados e outros custos diretamente alocados. O registro contábil dessa receita é efetuado em contrapartida à Custo com construção dainfraestrutura em igual montante, apresentados na rubrica de Custos gerenciáveis - Parcela "B".

Deduções da receita operacional – Tributos, Encargo s Parcela “A” e Custos não gerenciáveis – Parcela “ A”• PIS/COFINS diferidos sobre os valores de Ativos financeiros setoriais decorrentes da aplicação da OCPC 08.• Em 2015, o PIS/COFINS incidente sobre Outras receitas de atividades não vinculadas é apresentado líquido da respectiva receita na rubrica de Outrasreceitas operacionais no grupo de custos gerenciáveis - Parcela B.

Custos gerenciáveis - Parcela "B"Os ajustes apresentados referem-se aos efeitos da aplicação no âmbito societário da ICPC 01 (R1) e Custo com construção da infraestrutura. No âmbitoregulatório a rubrica de Receitas de atividades não vinculadas à concessão e seus respectivos tributos estão sendo apresentados na rubrica de Outrasreceitas operacionais no grupo de Custos gerenciáveis - Parcela "B", já no âmbito societário o valor compõe a rubrica de receita operacional liquida - ROL.

Depreciação, amortização e ganhos e perdas na alien ação e desativação de bens• No âmbito societário, resultam da aplicação da ICPC 01 (R1).• No âmbito regulatório, resultam da depreciação e amortização do imobilizado atualizados pelo Valor Novo de Reposição – VNR.

Resultado financeiro e Reversão de juros sobre o ca pital próprio• Inclui efeitos de apresentação pelo líquido de acordo com o requerido pelo CPC 26.

• Serviço cobráveis e Outras receitas vinculadas: No âmbito regulatório a rubrica de Receitas de atividades não vinculadas à concessão e seus respectivostributos estão sendo apresentados na rubrica de Outras receitas operacionais no grupo de Custos gerenciáveis - Parcela "B", já no âmbito societário o valorcompõe a rubrica de receita operacional liquida - ROL.

• Inclui também valores referentes a Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens, atualizados pelo VNR.

Assembleia Geral Ordinária – AGOFoi aprovada em AGO, realizada em 13 de abril de 2016, a destinação do lucro líquido referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2015, com adistribuição de R$44.643 como JSCP e R$73.727 como dividendos, ambos aos acionistas detentores das ações ordinárias Adicionalmente à destinação do lucro líquido, também foram deliberados: (i) Definição dos 8 membros para compor o Conselho de Administração para o mandato de abril de 2016 a março de 2017;

(iii) Alteração do jornal de publicações legais do anterior "A Gazeta" de Vitória para o atual "A Tribuna” de Vitória/ES.

(ii) Aprovação da remuneração global anual da Diretoria no montante de até R$3.400 e do Conselho de Administração de até R$80, cuja distribuiçãoindividual será deliberada pelo Conselho de Administração nos termos do Estatuto Social da Companhia; e

46

Page 60: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa

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

Donato da Silva Filho Maytê Souza Dantas de Albuquerque

Diretor de Contabilidade, Tributos e Gestão de Ativos

Contador - CRC 1SP271964/O-6 "S" ES

Diretor Administrativo e de Regulação Diretora Financeira e de Relações com Investidores

André Luis Nunes de Mello Almeida Renan Silva Sobral

DIRETORIA

Michel Nunes Itkes José Roberto Pascon Agostinho Gonçalves Barreira

Diretor-Presidente Diretor de Sustentabilidade Diretor Técnico e de Ambiente e Diretor Comercial

Conselheiro Conselheiro

Agostinho Gonçalves Barreira Carlos Eduardo BicharaConselheiro Conselheiro

Luiz Otavio Assis Henriques Henrique Manuel Marques Faria Lima FreireConselheiro Conselheiro

Carlos Emanuel Baptista Andrade Edson Wilson Bernardes França

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas Michel Nunes ItkesPresidente Vice-Presidente

28

Page 61: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa
Page 62: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa
Page 63: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa
Page 64: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa