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RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO 2015

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DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS 2015DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS 2015

Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - EscelsaCNPJ/MF nº 28.152.650/0001-71

MENSAGEM DO DIRETOR PRESIDENTE

Assim como no ano anterior, o ano de 2015 mostrou-se bastante desafiador. A permanência do nível das chuvas abaixo da média histórica, no Brasil, exigiu oacionamento 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 BandeirasTarifárias, 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 níveisde 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 daqualidade dos serviços prestados aos nossos clientes e medidas de combate às perdas de energia.MercadoA base de clientes foi incrementada em 3,5% comparado a 2014, que representou 50 mil novos clientes conectados à rede da companhia. O acréscimo nesteperíodo concentrou-se na classe residencial (+3,7%) e na classe rural (+4,0%).O volume total de energia distribuída na área de concessão da EDP Escelsa em 2015 foi de 11.091 GWh, o que representou um acréscimo de 0,9% em relaçãoao ano de 2014, com destaque para a classe industrial cativo que apresentou uma queda de 8,9%.Tarifas e Resultados FinanceirosA situação de desequilíbrio nas distribuidoras levou a ANEEL a autorizar uma Revisão Tarifária Extraordinária no mês de fevereiro, que na EDP Escelsacorrespondeu a um aumento médio de 26,8%, além da implantação das Bandeiras Tarifárias.Em agosto, a empresa passou pelo Reajuste Tarifário Anual, na qual a ANEEL aprovou um aumento com efeito médio ao consumidor de 2,04%.A receita operacional líquida totalizou R$ 2.789 milhões, sendo 23% superior à de 2014. A margem bruta reduziu 8%, devido a elevação dos custos nãogerenciáveis em 38%, refletindo a alta dos preços de aquisição de energia. O EBITDA totalizou R$ 368 milhões e o lucro líquido R$ 127 milhões, redução de15% e 30%, respectivamente, quando comparados a 2014.Investimentos e melhorias em subestaçõesTendo em vista o compromisso com a qualidade dos serviços e o atendimento ao cliente, a EDP Escelsa manteve os investimentos em melhorias estruturantes,ainda que 2015 tenha sido marcado por crise econômica no Brasil. Os investimentos líquidos totalizaram R$ 179 milhões.Os recursos foram utilizados para expansão, modernização e manutenção do sistema elétrico, para atendimento ao crescimento da base de clientes, combateàs perdas, melhoria da qualidade e segurança na distribuição de energia.Resultados OperacionaisO DEC (Duração Equivalente de Interrupção) ficou em 9,07 horas, e o FEC (Frequência Equivalente de Interrupção) foi de 5,08 vezes, redução de 1,30 horase 1,36 vezes em relação a 2014 e dentro dos limites estabelecidos pela Aneel para 2015, de 10,17 horas para o DEC e de 7,85 vezes para o FEC.As perdas totais apresentaram redução de 0,18 p.p. sobre o montante de 2014, finalizando o ano de 2015 em 13,50%, com destaque para a redução dasperdas não técnicas na baixa tensão, que apresentaram redução de 2,98 p.p. em relação ao ano anterior, encerrando o ano com 14,89%. A melhoria desteindicador se deve ao consistente plano de combate às perdas, com iniciativas de regularização de ligações clandestinas, substituição de medidores, inspeçõespara detecção de fraudes e elevação do nível de telemedição.AgradecimentosPelas questões citadas anteriormente, o cliente foi fortemente impactado pelo aumento das tarifas, agradecemos a sua compreensão. Em 2016, reforçaremosnossos investimentos na segurança de nossos colaboradores e clientes, na qualidade dos serviços prestados, com foco na excelência operacional e aumentoda eficiência, de forma a “Usar a nossa energia para cuidar sempre melhor”.

Michel Nunes ItkesDiretor Presidente da EDP Escelsa

A COMPANHIA

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 novembrode 2002, sendo sua subsidiária integral, a partir de abril de 2005.A EDP Escelsa atende a 70 dos 78 municípios do Estado do Espírito Santo, numa área de 41.241 Km2, aproximadamente 90% do Estado e a 94% dapopulação total, o que corresponde a 3,3 milhões de habitantes. A concessão tem vigência até 16 de julho de 2025, podendo ser renovada por mais 30 anos,conforme Decreto Executivo de 17 de julho de 1995, outorgada pela União Federal.

CENÁRIO MACROECONÔMICO

O ano de 2015 foi intenso para o Espírito Santo. Crises hídrica, instabilidade econômica nacional e, possivelmente, o maior acidente ambiental da história dopaís (cujos impactos ainda são incertos) foram alguns dos desafios enfrentados pelos capixabas.No entanto, nos nove primeiros meses de 2015, dados do IJSN(1), o PIB estadual avançou 1,8% em relação ao mesmo período de 2014. Resultado superiorse comparado ao desempenho nacional que foi de retração (-3,2%).Segundo o IBGE(2), 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. Este setor reflete os impactos da maturação de investimentos. Emsentido oposto, os setores de produtos alimentícios (-6,6%) e de produtos de minerais não-metálicos (-2,6%) exerceram as principais influências negativassobre 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 IBGE(3), o volume de venda no comércio varejista recuou 7,6%, comdez das onze atividades acompanhadas apresentado queda. Destaca-se a retração de 3,2% na atividade de Hipermercados, supermercados, produtosalimentícios, bebidas e fumo.Outro setor da economia que desacelerou foi o agropecuário. Dados do INCAPER/IBGE(4), estimam que a produção agrícola em 2015 terá perda de 14,9% nacomparação 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 CAGED(5), 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.(1) Fonte: IJSN - Indicador Trimestral de PIB do Espírito Santo. 3º Trimestre de 2015.(2) Fonte: IBGE - Pesquisa Industrial Mensal Produção Física - Regional. Dezembro de 2015(3) Fonte: IBGE - Pesquisa Mensal de Comércio. Dezembro de 2015.(4) Fonte: INCAPER - Boletim de Conjuntura Agropecuária Capixaba. Outubro - Dezembro de 2015.(5) Fonte: CAGED/MT - Dezembro de 2015.

AMBIENTE REGULATÓRIO E TARIFÁRIO

Alterações RegulatóriasEm 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 sendoaplicada nenhuma modificação nas tarifas de energia. As bandeiras amarela e vermelha representam o aumento de custo de produção de energia, sendoaplicado um valor adicional à tarifa de energia. Apenas os consumidores classificados na subclasse residencial e os que usam a energia elétrica em atividadesde irrigação possuem desconto sobre o adicional aplicado pelas bandeiras amarela e vermelha. Mensalmente, as condições de operação do sistema sãoreavaliadas 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 devemrecolher os recursos provenientes da aplicação do sistema das bandeiras tarifárias diretamente para essa conta, gerida pela CCEE. Os recursos são alocadospara 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 processotarifário 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 oadicional 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$/MWh;b) Bandeira Amarela: utilizada nos meses em que o valor do Custo Variável Unitário - CVU da última central a ser despachada fosse igual ou superior a 200R$/MWh e inferior ao valor máximo do Preço de Liquidação de Diferenças - PLD, de 388,48 R$/MWh em 2015. Para o período de 1 de janeiro até 1 de marçode 2015, o acréscimo proporcional ao consumo ascende a 1,5 R$ por 100 kWh. A partir de 2 de março de 2015, o acréscimo proporcional ao consumo ascendede 2,5 R$ por 100 kWh; ec) 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 valormáximo 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 demarço 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 pelaResolução 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:

Bandeira Tarifária EscelsaReceita 282.496.308,29Custo Mensal -290.068.941,62Repasse CCRBT* 15.808.186,48

* Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias.

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

MERCADO DE ENERGIA ELÉTRICA

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

EnergiaRequerida

12.821.039

Fornecimento6.480.674

Suprimento619.087

Perdas na Distribuição1.730.260

Energia em Trânsito3.991.018

(+) (=) (=)

Itaipu + Proinfa1.659.136

Bilaterais777.625

Leilões6.474.837

Compras no Curto Prazo301.822

Energia em Trânsito3.991.018

Perdas de Itaipu-78.377

Perdas na Rede Básica-139.585

Ajustes no Curto Prazo12.192

Vendas no Curto Prazo-177.630

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

EVOLUÇÃO DO VOLUME DE ENERGIA DISTRIBUÍDA

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

Energia DistribuídaMWh Consumidores

2015 2014 2015 2014FornecimentoResidencial 2.261.076 2.236.140 1.152.580 1.111.855Industrial 1.102.846 1.210.714 11.856 11.973Comercial 1.484.811 1.449.467 121.013 119.726Rural 839.270 724.432 177.539 170.738Outros (1) 784.534 695.622 13.162 11.571Consumo próprio 8.137 8.259 209 202Total Fornecimento 6.480.674 6.324.634 1.476.359 1.426.065Suprimento 619.087 575.659 1 1Total Fornecimento e suprimento 7.099.761 6.900.293 1.476.360 1.426.066Disponibilização do Sistema de Distribuição 3.991.018 4.091.236 81 75Total Energia Distribuída 11.090.779 10.991.529 1.476.441 1.426.414Energia de curto prazo 177.630Total Energia Distribuída + Curto Prazo 11.268.409 10.991.529 1.476.441 1.426.414

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

QUALIDADE

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

Indicador Unidade 2013 2014 2015

DEC HorasReal 9,67 10,37 9,07

Meta Aneel Regulatória 10,42 10,38 10,17

FEC VezesReal 5,78 6,44 5,08Meta Aneel Regulatória 8,13 8,11 7,85

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

PERDAS TÉCNICAS E NÃO TÉCNICAS

As perdas totais em 2015 foram de 13,50%, redução de 0,19 p.p. em relação a 2014. As perdas técnicas aumentaram 0,60 p.p., passando de 7,62% para8,22% e as perdas não técnicas fecharam o ano 0,78 p.p. abaixo de 2014, passando de 6,06% para 5,28%.

2015

Não Técnicas Mercado BT

14,89%

2013 2014

17,87%15,92%

7,81%

5,36%

7,62%

6,06%

2013

8,22%

5,28%

20152014Não Técnicas Técnicas

Perdas Técnicas e Não Técnicas

13,17% 13,68% 13,50%

Combate Às Perdas Não TécnicasO resultado das perdas não técnicas da EDP Escelsa de 2015 apresentou queda de 2,98 p.p. em relação ao ano anterior, com fechamento de 14,89% emrelação ao mercado de baixa tensão. Este resultado representa o menor valor dos últimos 13 anos, influenciado pelo incremento das ações de combate àsperdas no ano.Em 2015, a estratégia de combate às perdas baseou-se na blindagem das maiores cargas através de monitoramento remoto e na recuperação de energia emunidades 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 consumidoras com medição indireta/consumo relevante, atingindo100% do mercado de unidades consumidoras com medição indireta. No mercado rural de irrigação foram substituídos/instalados 5.614 medidores queproporcionam até 73% de desconto em período pré-determinado, diminuindo assim a atratividade ao furto de energia.Já nas áreas de alta complexidade social o projeto SMC BTZero foi implantado em 8.722 unidades consumidoras, tal projeto visa exteriorizar a medição deenergia além de eliminar a rede de baixa tensão, extinguindo assim os pontos vulneráveis ao furto de energia.Também para áreas de alta complexidade socialo projeto de regularização de unidades clandestinas denominado Agentes da Boa Energia contemplou 18.644 residências com a instalação de padrão deentrada, kit de ligação interna, substituição de lâmpadas incandescentes e negociação de débitos.No ano de 2015 também teve grande representatividade o projeto de recontagem de pontos de iluminação pública, no qual foram atualizados ou inseridos30.349 pontos nos municípios da área de concessão da EDP Escelsa.Quanto às ações de fiscalização foram realizadas 118,7 mil inspeções de combate à fraude e 74.546 retiradas de ligações clandestinas.

PRINCIPAIS DADOS DAS INSTALAÇÕES ELÉTRICAS

Descrição 2015 2014 Variação %

Subestações

Quantidade 89 89 0,0

Potência Instalada de Transformadores (MVA) 3.667 3.559 3,0

Redes de Distribuição - Própria (Km) 62.196 61.410 1,3

AT (maior ou igual a 69 KV) 2.686 2.682 0,2

MT (entre 1 e menor a 69 KV) 50.149 49.479 1,4

BT (menor que 1 kV) 9.361 9.218 1,6

Transformador de Distribuição - Próprios (Quantidade) 103.773 98.916 4,9

Urbano 27.555 26.284 4,8

Rural 76.218 72.632 4,9

Potência Instalada na Distribuição Própria (MVA) 3.193 3.047 4,8

Urbano 1.924 1.864 3,2

Rural 1.269 1.183 7,3

Postes em Redes de Distribuição - Quantidade 661.098 646.823 2,2

RELACIONAMENTO COM O CLIENTE

A EDP Escelsa mantém canais de relacionamento que são disponibilizados aos clientes permitindo maior interação com os mesmos, tais como: Call Center,internet (agência virtual), agências de atendimento presencial e agentes comerciais, bem como atendimento exclusivo para os grandes clientes, clientescorporativo, poderes públicos e Órgãos de Defesa do Consumidor. Além desses canais, há uma estrutura de Ouvidoria com Call Center dedicado, que, dentreas 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 eparque tecnológico de última geração. Essa Central opera 24 horas por dia, 7 dias por semana, e está estruturada para atendimentos comerciais e deemergência. 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 por69 Agências de atendimento presencial que realizaram 1,2 milhão de atendimentos. Além destas agências, aproveitando a sinergia com a rede dearrecadadores, 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 contamcom uma estrutura de atendimento dedicada, com opção de atendimento telefônico, internet (agência virtual) e presencial, tornando mais ágil o processamentodas demandas dos poderes públicos. As necessidades desses clientes são identificadas através de visitas periódicas aos órgãos, permitindo ainda aelaboração de projetos em parceria e o desenvolvimento de produtos e serviços específicos destinados a este segmento, contribuindo para um bomrelacionamento institucional da concessionária com os órgãos públicos.

PESQUISA E DESENVOLVIMENTO E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA

Pesquisa e Desenvolvimento (P&D)Em 2014, foram iniciados 5 projetos de P&D, permanecendo assim 11 projetos em execução, com investimentos na ordem de R$ 3,9 milhões. A EDP Escelsadestaca 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 tendênciastecnológicas 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 ambienteinovador trará dentre várias funcionalidades e testes, a implementação de um Emulador de Rede de Distribuição, aquisição de IEDs (Intelligent EletronicDevices) para automação, identificação de “FLISR” (Fault Location, Isolation, and Service Restoration), desenvolvimento de aplicação “Volt/Var” e algoritmospara alocação de religadores.Os resultados obtidos nos projetos de P&D foram amplamente divulgados à comunidade científica, através da participação em seminários nacionais einternacionais e publicação de artigos em revistas especializadas.Eficiência EnergéticaNo 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 unidadesconsumidoras em bairros dos municípios do Espírito Santo, cadastrando-os no CadÚnico, para usufruto da tarifa social, realizou orientações financeira e demudanças de hábitos de consumo, negociou dívidas de 18.644 clientes e doou 18.417 padrões de entrada, regularizando-os na EDP e introduziu equipamentoseficientes em substituição aos ineficientes, como 59.988 lâmpadas fluorescentes compactas e 2067 geladeiras. Promoveu ações de melhoria nos sistemas deiluminação de entidades beneficentes, como Montanha da Esperança, Cariacica, e o Hospital São Camilo de Aracruz, substituindo equipamentos deiluminação de baixo rendimento energético por outros econômicos a LED. Iniciou a execução de projeto integrado de eficiência energética, através de contratode performance, da elaboração de projeto, montagem e instalação de retrofit do sistema de refrigeração de água gelada do Shopping Vitória. Por fim, realizouo projeto “Boa Energia nas Escolas” que levou conhecimento sobre o uso adequado e seguro da energia a 10 municípios, atendendo 1.139 professores de 247escolas 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 unidademóvel de ensino, “caminhão da boa energia”, visitou essas escolas interagindo diretamente com os alunos através de experimentos científicos, jogoseducativos, filme em 3D sobre os caminhos da energia e folderes explicativos.

ANÁLISE DO DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 2015 2014 Var. %Receita operacional líquida 2.789.360 2.272.979 22,7Receita com construção da infraestrutura 155.758 155.866 -0,1

Gastos não gerenciáveis (2.080.699) (1.506.820) 38,1Energia comprada para revenda (1.966.849) (2.052.491) -4,2

Ressarcimento CDE/CEEE/CONER 23.888 669.906 -96,4

Encargos de uso do sistema (137.738) (120.755) 14,1

Outros - (3.480) -100,0

Margem Bruta 708.661 766.159 -7,5Gastos gerenciáveis (586.634) (578.834) 1,3

Total do PMSO (371.382) (317.925) 16,8Pessoal (133.075) (128.219) 3,8

Material (10.079) (11.742) -14,2

Serviços de terceiros (148.059) (138.281) 7,1

Provisões (54.714) (24.830) 120,4

Outros (25.455) (14.853) 71,4

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens (18.937) (21.931) -13,7

Valor justo do ativo financeiro indenizável 49.781 8.444 489,5

Custo com construção da infraestrutura (155.758) (155.866) -0,1

EBITDA 368.123 434.747 -15,3Margem EBITDA 13,2% 19,1% -5,9 p.p.Depreciação e amortização (90.338) (91.556) -1,3

Resultado do serviço (EBIT) 277.785 343.191 -19,1Resultado financeiro líquido (111.332) (80.337) 38,6

Receitas financeiras 104.360 80.264 30,0

Despesas financeiras (215.692) (160.601) 34,3

LAIR 166.453 262.854 -36,7IR e Contribuição social (39.664) (81.279) -51,2

Imposto de renda e contribuição social correntes (21.184) (5.918) 258,0

Imposto de renda e contribuição social diferidos (18.480) (75.361) -75,5

Lucro líquido antes de minoritários 126.789 181.575 -30,2Lucro líquido 126.789 181.575 (30,2)

As margens EBITDA, EBIT e líquida não consideram as receitas de construção.

A receita operacional líquida apresentou uma evolução positiva de 21,3% em 2015 em relação a 2014, atingindo R$ 2.945,1 milhões considerando as receitasde construção as quais tem impacto nulo no resultado da empresa. Se essas receitas forem desconsideradas a receita operacional líquida resulta emR$ 2.789,4 milhões, 22,7% superior ao valor do exercício anterior. Esse resultado é explicado principalmente por:1) Aumento de R$ 1.932,3 milhões da receita bruta, em virtude dos seguintes fatores: i) Aumento das receitas de fornecimento a clientes cativos e livres(R$ 944,5 milhões) principalmente em razão do aumento de 26,8% da tarifa decorrente da Revisão Tarifária Extraordinária; ii) Aumento de Subvençõesvinculadas ao Serviço (R$ 92,0 milhões) e; iii) Aumento da constituição dos ativos e passivos financeiros setoriais (R$ 145,2 milhões).2) Aumento das deduções da receita operacional em R$ 1.416,0 milhões, em virtude dos seguintes fatores: i) Aumento dos tributos sobre a receita (ICMS ePIS/COFINS) em R$ 566,6 milhões; ii) Aumento dos encargos ao consumidor em R$ 849,4 milhões devido principalmente ao encargo de CDE que aumentouR$ 544,7 milhões em relação ao ano anterior e a inclusão da Bandeira Tarifária no valor de R$ 293,4 milhões.As Despesas Operacionais totalizaram R$ 2.667,3 milhões em 2015, 27,9% superior às despesas verificadas em 2014.As despesas operacionais gerenciáveis da EDP Escelsa, que compreendem os custos de pessoal, materiais, serviços de terceiros, depreciação e amortizaçãoe outras despesas, aumentaram em relação ao ano anterior atingindo o montante de R$ 586,6 milhões. Excluindo os custos de construção, os quais não temimpacto no resultado, as despesas gerenciáveis totalizaram R$ 430,9 milhões com aumento de 1,9% (R$ 7,9 milhões), que se deve principalmente a:i) Aumento de R$ 4,9 milhões em Pessoal devido ao Plano de Incentivo à Aposentadoria; ii) Ganho de R$ 41,3 milhões referente a alteração do fator de ajustedas adições ao imobilizado, impacto de maior atualização do VNR pelo IGPM do período; e iii) Aumento de R$ 29,9 milhões referente à provisão para créditose liquidação duvidosa / perdas líquidas e provisões para contingências.As despesas operacionais não gerenciáveis que correspondem aos custos com energia comprada para revenda, encargos setoriais de transmissão e taxa defiscalização totalizaram em 31 de dezembro de 2015 o montante de R$ 2.080,7 milhões, superior em 38,1% em relação às praticadas no mesmo período doano anterior. Tal fato é decorrente essencialmente de: i) Aumento de R$ 222,1 milhões com Itaipu reflexo da variação do dólar e; ii) Elevação de R$ 646,0milhões devido aos recursos da conta ACR que ocorreram em 2014.O Resultado Financeiro do período de doze meses findo em 31 de dezembro de 2015 foi R$ 111,3 milhões negativos, maior em R$ 33,0 milhões comparadosao resultado financeiro de R$ 80,3 milhões negativos de 2014, principalmente pelo aumento da atualização financeira dos ativos e passivos regulatórios(+R$ 19,2 milhões), aumento de R$ 55,1 milhões 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$ 126,8 milhões em 31 de dezembro de 2015, inferior em 30,2%ao registrado no ano anterior.

Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa


...continuação

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO 2015

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.

Investimento - R$ mil 2015 2014 Var. %

Expansão do Sistema Elétrico 123.075 144.527 -15

Melhoramento da Rede 49.388 44.861 10

Telecom, Informática e Outros 23.181 12.076 92

Subtotal (1) 195.644 201.464 -3

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

Investimento Líquido 178.978 182.152 -2

Receitas de Ultrapassagem (22.616) (20.905) 8

Variação do Imobilizado 156.362 161.247 -3

(1) Subtotal = Capex Bruto, considerando Capital investido na rede + Juros capitalizados.

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

Novas regras instituídas com os procedimentos para revisão tarifária relativas 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.

ENDIVIDAMENTO

Em 31 de dezembro de 2015, a EDP Escelsa apresentou um endividamento líquido de R$ 595,9 milhões, 6,4% inferior a dezembro de 2014, devido

amortizações de dívidas e melhora na geração de caixa operacional.

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 12,4Dívida Líquida/Patrimônio Líquido (vezes) 0,62 0,70 (12,1)

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

A dívida bruta da EDP Escelsa em 31 de dezembro de 2015 foi de R$ 824,7 milhões, sendo composta por R$ 185,5 milhões (22,5%) em debêntures, R$ 295,4

milhões (35,8%) junto ao BNDES, R$ 40,2 milhões (4,9%) junto a Eletrobrás e R$ 303,7 milhões (36,8%) com outras instituições financeiras.

GESTÃO DE PESSOAS

Cultura EDPTradicionalmente, 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.

Cuidado com as pessoasConforme 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 outro, em um ambiente amigável e que permite a visualização dos perfis de todos os

colaboradores ativos.

Para aprimorar o processo de integração de novos colaboradores, a área de Gestão de Pessoas criou o programa Padrinho EDP, no qual cada novo integrante

é acompanhado por um companheiro de trabalho. O padrinho ajuda o novo colaborador a entender a rotina da Companhia, se apropriar dos princípios da

Cultura EDP e conhecer os procedimentos e hábitos corporativos na fase de 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, totalizando973. Adicionalmente contou com a participação de 2 conselheiros, 47 estagiários e 39 aprendizes. A taxa de rotatividade da EDP Escelsa em 2015 foi de6,53%.Diversidade - Igualdade na justiça e na diferençaEm 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 estestemas.Recrutamento e SeleçãoEm 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.Clima OrganizacionalEm 2015, a EDP Escelsa lançou um novo modelo da pesquisa, desenvolvida em parceria com a consultoria Hay Group. Os temas e perguntas foram definidasde 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 deconfiabilidade das respostas e das futuras análises. A aplicação da pesquisa de clima foi realizada em outubro de 2015. Participaram 96% dos colaboradoresda EDP, maior índice das últimas quatro edições da pesquisa.Programa de Incentivo à AposentadoriaComo 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 2016estes colaboradores serão acompanhados pelo Programa Viver Bem, que possui workshops sobre os temas: orientações motivacionais; saúde financeira erelacionamento afetivo, familiar e amigos; tornando realidade “meu” projeto de vida; e depoimentos de outros profissionais.SaúdeOs programas de saúde e qualidade de vida na EDP são desenvolvidos sob duas vertentes: Medicina Ocupacional e Qualidade de Vida. O primeiro estáassociado à prevenção de doenças decorrentes dos riscos ocupacionais aos quais os colaboradores estão expostos. O segundo busca promover ações deconscientização e prevenção, visando a manutenção e a melhoria da saúde de todos os colaboradores.Segurança do TrabalhoMais 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 noatendimento 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. Nomesmo ano, foram registrados 10 acidentes com prestadoras de serviços, e dois acidentes fatais e as taxas de frequência e gravidade de 2,10 e 2.177respectivamente, seguindo a as premissas de cálculo da Portaria 3.214/78 - Norma Reguladora nº 5 da Comissão Interna de Prevenção de Acidentes.Iniciativas PreventivasA EDP Escelsa realiza diversas iniciativas com o intuito de promover atitudes preventivas que priorizem o respeito à vida na execução das atividadesoperacionais e administrativas. Entre elas, estão: Rodeio dos Eletricistas; Diálogo de Segurança (DDS); Reuniões semanais; Inspeções de Segurança;Intervenções nas áreas Corporativas; Mega-Inspeções; e Segurança com a População.

SUSTENTABILIDADE, INOVAÇÃO E RESPONSABILIDADE SOCIAL

Pelo 10º ano consecutivo, a EDP Escelsa contribuiu para manter o reconhecimento da EDP Energias do Brasil no Índice de Sustentabilidade Empresarial daBM&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 ResponsabilidadeSocial. Em 2014 para garantir a melhoria contínua no desempenho Socioambiental 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 envolveram 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 Martinse Marechal Floriano, na região serrana do Estado. Cerca de 6 mil unidades consumidoras estão atendidas e o projeto envolve seis vertentes: mediçãointeligente, 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 MoradiaDigna, iniciativa possibilitou aos moradores do Morro de São Benedito, no Espírito Santo, o acesso ao microcrédito para reforma de suas moradias. O projetoteve 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 depagamento 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 demil 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.Meio AmbienteEm 2015, a EDP Escelsa passou por um processo de recertificação da norma ISO 14001 no Centro Operativo Carapina (COC) e em duas subestaçõesManguinhos 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 cooperaçãotécnica com o Instituto de Defesa Agropecuária e Florestal (IDAF) para viabilizar os serviços de manutenção/construção no âmbito da limpeza das faixas desegurança 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 daslicenças ambientais dos ativos da organização, compreendem investimentos de natureza ambiental da EDP Escelsa.

BALANÇO SOCIAL ANUAL - FORMULÁRIO IBASE

1 - Base de Cálculo 2015 (R$ mil) 2014 (R$ mil)

Receita líquida (RL) 2.945.118 2.428.845

Resultado operacional (RO) 166.453 262.854

Folha de pagamento bruta (FPB) 108.577 99.003

2 - Indicadores Sociais Internos R$ mil % sobre FPB % sobre RL R$ mil % sobre FPB % sobre RL

Alimentação 12.671,04 11,67% 0,43% 11.707,44 11,83% 0,48%

Encargos sociais compulsórios 24.481,70 22,55% 0,83% 24.257,31 24,50% 1,00%

Previdência privada 3.105,81 2,86% 0,11% 3.267,87 3,30% 0,13%

Saúde 8.427,54 7,76% 0,29% 9.505,68 9,60% 0,39%

Segurança e saúde no trabalho 682,39 0,63% 0,02% 593,83 0,60% 0,02%

Educação 49,88 0,05% 0,00% 116,90 0,12% 0,00%

Cultura - 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%

2 - Indicadores Sociais Internos R$ mil % sobre FPB % sobre RL R$ mil % sobre FPB % sobre RL

Capacitação e desenvolvimento profissional 28,11 0,03% 0,00% 716,59 0,72% 0,03%

Creches ou auxílio-creche 352,18 0,32% 0,01% 333,43 0,34% 0,01%

Participação nos lucros ou resultados 9.438,19 8,69% 0,32% 8.497,02 8,58% 0,35%

Programa de Desligamento Voluntário - PDV 2.049,28 1,89% 0,07% - 0,00% 0,00%

Outros 896,95 0,83% 0,03% 1.061,33 1,07% 0,04%

Total - Indicadores sociais internos 62.183,09 57,27% 2,11% 60.057,40 60,66% 2,47%

3 - Indicadores Sociais Externos R$ mil % sobre RO % sobre RL R$ mil % sobre RO % sobre RL

Educação 17,00 0,01% 0,00% 361,00 0,14% 0,01%

Cultura 505,00 0,30% 0,02% 269,00 0,10% 0,01%

Saúde e saneamento 11,00 0,01% 0,00% 0,00 0,00% 0,00%

Esporte 165,00 0,10% 0,01% 60,00 0,02% 0,00%

Combate à fome e segurança alimentar - 0,00% 0,00% 0,00 0,00% 0,00%

Outros 241,00 0,14% 0,01% 169,00 0,06% 0,01%

Total das contribuições para a sociedade 939,00 0,56% 0,03% 859,00 0,33% 0,04%

Tributos (excluídos encargos sociais)

Total - Indicadores sociais externos

4 - Indicadores Ambientais R$ mil % sobre RO % sobre RL R$ mil % sobre RO % sobre RL

Investimentos relacionados com a produção/operação da empresa 3.996,63 2% 0% 6.944,99 2,64% 0,29%

Investimentos em programas e/ou projetos externos 0% 0% - 0,00% 0,00%

Total dos investimentos em meio ambiente 3.996,63 2% 0% 6.944,99 2,64% 0,29%

Quanto ao estabelecimento de “metas anuais” para minimizar resíduos, o consumo em geral na produção/operação e aumentar a eficácia nautilização de recursos naturais, a empresa:

(x) não possui metas ( ) cumpre de 0 a 50%( ) cumpre de 51 a 75% ( ) cumpre de 76 a 100%

(x) não possui metas ( ) cumpre de 0 a 50%( ) cumpre de 51 a 75% ( ) cumpre de 76 a 100%

5 - Indicadores do Corpo Funcional 2015 2014

Nº de empregados(as) ao final do período 973 972

Nº de admissões durante o período 65 44

Nº de empregados(as) terceirizados(as) 2.897 2.918

Nº de estagiários(as) 41 52

Nº de empregados(as) acima de 45 anos ND 204

Nº de mulheres que trabalham na empresa 222 237

% de cargos de chefia ocupados por mulheres 8% 8%

Nº de negros(as) que trabalham na empresa 44 230

% de cargos de chefia ocupados por negros(as) 1 ND

Nº de pessoas com deficiência ou necessidades especiais ND 29

6 - Informações relevantes quanto ao exercício da cidadania empresarial 2015 2014

Relação entre a maior e a menor remuneração na empresa 30,06% 21,86%

Número total de acidentes de trabalho 17 8

Os projetos sociais e ambientais desenvolvidos pela empresa foram definidos por: ( ) direção (x) direção e gerências ( ) todos empregados ( ) direção (x) direção e gerências ( ) todos empregados

Os padrões de segurança e salubridade no ambiente de trabalho foram definidos por: (x) direção e gerências ( ) todos empregados ( ) todos + Cipa (x) direção e gerências ( ) todos empregados ( ) todos + Cipa

Quanto à liberdade sindical, ao direito de negociação coletiva e à representação interna dos(as) trabalhadores(as), a empresa: ( ) não se envolve(x) segue as normas

da OIT( ) incentiva e segue a OIT ( ) não se envolve

(x) segue as normasda OIT

( ) incentiva e segue a OIT

A previdência privada contempla: ( ) direção ( ) direção e gerências (x) todos empregados ( ) direção ( ) direção e gerências (x) todos empregados

A participação dos lucros ou resultados contempla: ( ) direção ( ) direção e gerências (x) todos empregados ( ) direção ( ) direção e gerências (x) todos empregados

Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrões éticos e de responsabilidade social e ambiental adotados pela empresa: ( ) não são considerados ( ) são sugeridos (x) são exigidos ( ) não são considerados ( ) são sugeridos (x) são exigidos

Quanto à participação de empregados(as) em programas de trabalho voluntário, a empresa: ( ) não se envolve ( ) apóia (x) organiza e incentiva ( ) não se envolve ( ) apóia (x) organiza e incentiva

Número total de reclamações e críticas de consumidores(as): (na empresa, no procon, na justiça) na empresa: no Procon: na Justiça: na empresa: no Procon: na Justiça:

42.033 2.562 3.161 42.033 2.562 3.161

% de reclamações e críticas atendidas ou solucionadas: na empresa: no Procon: na Justiça: na empresa: no Procon: na Justiça:

99% 100% 47%

Valor adicionado total a distribuir (em mil R$):

Distribuição do Valor Adicionado (DVA):governo: 83,1% acionistas: 1,6% colaboradores: 4,2%

retido: 3,0% terceiros: 8,0%governo: 67,5% acionistas: 3% colaboradores: 7,7%

retido: 9,9% terceiros: 11,9%

7 - Outras Informações

N/A - Não Aplicável.

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”).

Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa


...continuação

(Em milhares de reais, exceto quando indicado)

NOTAS EXPLICATIVASEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015 E 2014

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

2 ConcessãoAs principais obrigações estabelecidas às partes no contrato de concessão são as seguintes:Concedente: fiscalização do cumprimento do contrato; garantir a prestação do serviço de forma adequada; prorrogar o prazo do contrato, se for necessário,para garantir a qualidade do atendimento a custos adequados; reajustar as tarifas para garantir o equilíbrio econômico-financeiro do contrato; e quandoreceber a concessão deverá indenizar, conforme disposto na lei, as parcelas dos investimentos vinculados, não amortizados ou depreciados na data dareversão, 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 de funcionamentoe ter as condições técnicas para assegurar a continuidade e a eficiência dos serviços; cobrar pelo fornecimento e pelo suprimento de energia elétrica astarifas homologadas pela Concedente; e efetuar os investimentos necessários para garantir a prestação do serviço.

3 Base de preparação3.1 Declaração de conformidadeAs demonstrações financeiras da Companhia estão preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância às disposiçõescontidas na Lei das Sociedades por Ações, e incorporam as mudanças introduzidas pelas Leis nº 11.638/07 e nº 11.941/09, complementadas pelos novospronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por Resoluções do Conselho Federal deContabilidade - CFC e deliberações da Comissão de Valores Mobiliários - CVM e estão em conformidade com as International Financial ReportingStandards - IFRS, emitidas pelo International Accounting Standards Board - IASB e legislação específica emanada pela ANEEL, quando esta não forconflitante com as práticas contábeis adotadas no Brasil e/ou com as práticas contábeis internacionais.A apresentação da Demonstração do Valor Adicionado - DVA é requerida pela legislação societária brasileira e pelas práticas contábeis adotadas no Brasilaplicáveis a companhias abertas. As IFRS não requerem a apresentação dessa demonstração. Como consequência, pelas IFRS, essa demonstração estáapresentada como informação suplementar, sem prejuízo do conjunto das demonstrações financeiras.A Administração da Companhia afirma que todas as informações relevantes próprias das demonstrações financeiras estão sendo evidenciadas e quecorrespondem às utilizadas por ela na sua gestão.A Diretoria da Companhia autorizou a emissão das demonstrações financeiras em 02 de fevereiro de 2016.3.2 Práticas contábeisAs práticas contábeis relevantes da Companhia estão apresentadas nas notas explicativas próprias aos itens a que elas se referem.3.3 Base de mensuraçãoAs demonstrações financeiras foram elaboradas considerando o custo histórico como base de valor e determinados ativos e passivos financeirosmensurados ao valor justo.3.4 Uso de estimativa e julgamentoNa elaboração das demonstrações financeiras, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e práticas contábeis internacionais, é requeridoque a Administração da Companhia se baseie em estimativas para o registro de certas transações que afetam os ativos, passivos, receitas e despesas.Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em períodos subsequentes, podem diferir 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 critérios detalhadosna nota 3.6.As principais estimativas que representam risco significativo com probabilidade de causar ajustes materiais às demonstrações financeiras, nos próximosexercícios, referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de: Provisão para créditos de liquidação duvidosa (Nota 6.5); Ativos financeiros setoriais (Nota7); Ativo Financeiro Indenizável (Nota 13.1); Fornecimento não faturado (Nota 6);Transações realizadas no âmbito da CCEE (Notas 6 e 14.3); Recuperaçãodo imposto de renda e contribuição social diferidos sobre prejuízos fiscais, bases negativas e diferenças temporárias (Nota 9); Mensuração a valor justode instrumentos financeiros (Nota 26.1.3); Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas (Nota 19.1); e Planos de benefícios pós-emprego (Nota 17).

3.5 Moeda funcional e moeda de apresentaçãoA moeda funcional da Companhia é o Real e as demonstrações financeiras estão sendo apresentadas em reais, arredondadas para o milhar mais próximo,exceto quando indicado de outra forma.3.6 Redução ao valor recuperávelAtivo financeiroSão avaliados quando há evidências de perdas não recuperáveis e ao final de cada exercício, exceto para Consumidores e Concessionárias que sãoavaliados mensalmente (Nota 6.5). São considerados ativos não recuperáveis quando há evidências de que um ou mais eventos tenham ocorrido após oreconhecimento inicial do ativo financeiro e que eventualmente tenha resultado em efeitos negativos no fluxo estimado de caixa futuro do investimento.Ativo não financeiroSe 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.Quando tais evidências são identificadas e o valor contábil líquido excede o valor recuperável é constituída provisão ajustando o valor contábil líquido aovalor recuperável.3.7 Adoção das Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS) novas e revisadas3.7.1 Normas e interpretações novas e revisadas já emitidas pelo IASB e ainda não adotadas pela CompanhiaIFRS 9 - Instrumentos Financeiros (com efeito a partir de 1º de janeiro de 2018)A IFRS 9 foi emitida em novembro de 2009. Em outubro de 2010 foi revisada para incluir requerimentos de classificação e mensuração 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 declassificação de ativos financeiros; e (iii) flexibilização das exigências para adoção da contabilidade de hedge. A Administração está avaliando o impactototal de sua adoção.IFRS 15 - Receitas de Contratos com clientes (com efeito a partir de 1º de janeiro de 2018)Em maio de 2014 foi emitida a IFRS 15 que introduziu um modelo simplificado para o reconhecimento de receitas provenientes dos contratos com clientes.A norma enfatiza o reconhecimento da receita como transferência ou promessa de bens ou serviços a clientes que reflete sua consideração de qualmontante espera ser capaz de trocar por aqueles bens ou serviços e quando ela deve ser reconhecida. A IFRS 15 substituirá o CPC 30 (R1) – Receitas(IAS18), o CPC 17 (R1) - Contratos de Construção (IAS 11) e as interpretações relacionadas. A Administração está avaliando o impacto total de suaadoção.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 dosarrendadores ficam substancialmente mantidos. O IFRS 16 substituirá o CPC 06 (R1) - Operações de Arrendamento Mercantil (IAS 17) e correspondentesinterpretações. A Administração está avaliando o impacto total de sua adoção.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.3.7.2 Normas e interpretações revisadas, já emitidas pelo CPC, adotadas pela Companhia a partir de 1º de janeiro de 2015A Companhia, a partir de 1º de janeiro de 2015, passou a adotar novas normas e interpretações conforme Revisão de Pronunciamentos Técnicos nº06/2014, emitidos pelo CPC. As seguintes normas revisadas não refletiram impactos nas demonstrações financeiras: (i) CPC 04 (R1) – Ativo Intangível(IAS 38); (ii) CPC 05 (R1) – Divulgação sobre Partes Relacionadas (IAS 24); (iii) CPC 10 (R1) – Pagamento Baseado em Ações (IFRS 2); (iv) CPC 15 (R1)– Combinação de Negócios (IFRS 3); (v) CPC 22 – Informações por Segmento (IFRS 8); (vi) CPC 25 – Provisões, Passivos e Ativos Contingentes (IAS37); (vii) CPC 26 (R1) – Apresentação das Demonstrações Contábeis (IAS 1); (viii) CPC 27– Ativo Imobilizado (IAS 16); (ix) CPC 28 - Propriedade paraInvestimento (IAS 40); (x) CPC 33 (R1) – Benefícios a Empregados (IAS 19); (xi) CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração (IAS39); e (xii) CPC 39 - Instrumentos Financeiros: Apresentação (IAS 32).

BALANÇOS PATRIMONIAIS EM

(Em milhares de reais)Nota 31/12/2015 31/12/2014

ATIVOCirculante

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

Total do Ativo Circulante 1.256.852 999.582

Não circulanteConsumidores e concessionárias 6 19.108 12.326Ativos financeiros setoriais 7 69.814 94.550Ativo financeiro indenizável 13.1 709.485 594.212Impostos e contribuições sociais 8 22.123 19.288Tributos diferidos 9 157.281 142.268Cauções e depósitos vinculados 11 77.291 103.604Outros créditos 12 656 1.768

1.055.758 968.016Propriedades para investimentos 910 910Imobilizado 85 85Intangível 13.2 847.138 870.528

848.133 871.523Total do Ativo Não circulante 1.903.891 1.839.539TOTAL DO ATIVO 3.160.743 2.839.121

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

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

Total do Passivo circulante 972.457 1.055.342Não circulante

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

Total do Passivo Não circulante 1.222.098 876.773PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Capital social 20.1 650.572 443.815Reservas de capital 20.4 20.615 101.035Reservas de lucros 20.4 508.845 510.982Outros resultados abrangentes 20.5 (213.844) (148.826)

Total do Patrimônio líquido 966.188 907.006TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 3.160.743 2.839.121

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

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

Nota 2015 2014Receitas 21 2.945.118 2.428.845Custo do serviço de energia elétrica 22

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

(2.550.216) (1.968.595)Lucro bruto 394.902 460.250Despesas e Receitas operacionais 22

Despesas com vendas (36.254) (11.490)Despesas gerais e administrativas (90.988) (76.502)Depreciações e amortizações (2.163) (681)Outras despesas e receitas operacionais 12.288 (28.386)

(117.117) (117.059)Resultado antes do Resultado financeiro e tributos 277.785 343.191Resultado financeiro 23

Receitas financeiras 104.360 80.264Despesas financeiras (215.692) (160.601)

(111.332) (80.337)Resultado antes dos tributos sobre o lucro 166.453 262.854

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

24 (39.664) (81.279)Resultado líquido do exercício 126.789 181.575Resultado por ação atribuível aos acionistas 25

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


DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADOEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO(Em milhares de reais)

2015 2014Geração do valor adicionado 5.396.850 3.445.814

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

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

Valor adicionado bruto 2.706.963 1.425.110Retenções

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

Receitas financeiras 105.262 80.264Valor adicionado total a distribuir 2.717.910 1.410.486Distribuição do valor adicionado

PessoalRemuneração direta 78.985 76.360Benefícios 23.106 24.756FGTS 12.145 7.771

Impostos, taxas e contribuiçõesFederais 1.230.966 303.840Estaduais 1.027.678 647.470Municipais 1.173 996

Remuneração de capitais de terceirosJuros 215.309 165.964Aluguéis 1.759 1.754

Remuneração de capital próprioJuros sobre capital próprio 44.643Dividendos 42.053

2.635.764 1.270.964Lucros retidos 82.146 139.522

2.717.910 1.410.486As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS ABRANGENTESEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO(Em milhares de reais)

2015 2014Resultado líquido do exercício 126.789 181.575Outros resultados abrangentes

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

Resultado abrangente do exercício 61.771 261.868As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXAEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO

(Em milhares de reais)2015 2014

Fluxo de caixa das atividades operacionaisLucro antes do imposto de renda e da contribuição social 166.453 262.854Ajustes para conciliar o lucro ao caixa oriundo das atividades operacionais

PIS e COFINS diferidos 103 20.919Provisão para créditos de liquidação duvidosa e perdas líquidas 36.254 11.490Valor justo do ativo financeiro indenizável (49.781) (8.444)Depreciações e amortizações 90.338 91.556Ganhos e perdas na alienação de bens e direitos 18.937 21.931Ativos e passivos financeiros setoriais (20.772) (261.395)Fornecedores - atualização monetária - Energia livre 5.087 3.771Encargos de dívidas e variações monetárias sobre empréstimos, financiamentos e debêntures 102.324 77.238Provisão para plano de benefícios pós-emprego 43.242 53.753Provisões (reversões) e atualizações monetárias cíveis, fiscais e trabalhistas 28.934 20.037Provisão para licenças ambientais - atualização monetária 10Ajuste a valor presente 676 (599)Encargos setoriais - provisão e atualização monetária 21.169 15.347Cauções e depósitos vinculados a litígios - atualização monetária (5.627) (3.970)Impostos e contribuições sociais - atualização monetária 3.487 (14.077)Outros 96 (1.921)

440.930 288.490(Aumento) diminuição de ativos operacionais

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

(198.455) (141.439)

Aumento (diminuição) de passivos operacionaisFornecedores 33.115 103.086Outros tributos e contribuições sociais 10.348 8.707Benefícios pós-emprego (29.055) (28.561)Encargos Setoriais 55.487 (14.510)Provisões (16.078) (20.930)Outros passivos operacionais 28.334 10.044

82.151 57.836Caixa proveniente das atividades operacionais 324.626 204.887

Imposto de renda e contribuição social pagos (27.459) (20.967)Caixa líquido proveniente das atividades operacionais 297.167 183.920Fluxo de caixa das atividades de investimento

Alienação (adição) de investimento 130Adições ao Imobilizado e Intangível (155.758) (155.866)Alienação de bens e direitos 2.112 1.066

Caixa líquido aplicados nas atividades de investimento (153.646) (154.670)Fluxo de caixa das atividades de financiamento

Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos (34.764)Captação de empréstimos, financiamentos e debêntures 339.324 484.590Amortização do principal de empréstimos, financiamentos e debêntures (320.944) (322.568)Pagamentos de encargos de dívidas (163.096) (61.148)

Caixa líquido (aplicados nas) provenientes das atividades de financiamento (144.716) 66.110(Redução) aumento líquido de caixa e equivalentes de caixa (1.195) 95.360

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

(1.195) 95.360


DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO(Em milhares de reais)

Capital social Reservas de capital Reservas de lucros Outros resultados abrangentes Lucros acumulados TotalSaldos em 31 de dezembro de 2013 376.022 101.035 439.253 (229.119) - 687.191Aumento de capital - AGO de 10/04/2014 67.793 (67.793) -Lucro líquido do exercício 181.575 181.575Destinação 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) -

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

Saldos em 31 de dezembro de 2014 443.815 101.035 510.982 (148.826) - 907.006

Capital social Reservas de capital Reservas de lucros Outros resultados abrangentes Lucros acumulados TotalSaldos em 31 de dezembro de 2014 443.815 101.035 510.982 (148.826) - 907.006Aumento de capital - AGE 29/12/2015 206.757 (80.420) (84.283) 42.054Lucro líquido do exercício 126.789 126.789Destinação do lucro

Constituição de reserva legal 6.339 (6.339) -Reserva de incentivo fiscal - SUDENE 2.080 (2.080) -Dividendos intermediários (JSCP) (44.643) (44.643)Lucros retidos a deliberar 73.727 (73.727) -

Outros resultados abrangentesGanhos 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 (213.844) - 966.188As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa...continuação




4 Eventos significativos no exercício4.1 Regulamentações do Setor de Energia4.1.1 Bandeiras tarifáriasA 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 que deverãoser 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 e R$388,48/MWh, a bandeira é amarela. E se for maior que R$388,48/MWh, a bandeira será vermelha.A bandeira verde indica que o custo para geração de energia está no patamar normal, não sendo necessário nenhum acréscimo no valor das tarifas deenergia. Já as bandeiras amarela e vermelha sinalizam que o custo da geração de energia está aumentado, sendo aplicado um adicional ao valor da tarifade energia. Os acréscimos no exercício ocorreram desta forma: (i) para o período de 1º de janeiro de 2015 até 1º de março de 2015 os acréscimos foram:bandeira amarela R$1,50 por 100 kWh e para a bandeira vermelha de R$3,00 por 100 kWh; (ii) a partir de 2 de março de 2015, por meio da ResoluçãoHomologatória ANEEL nº 1.859 de 27 de fevereiro de 2015, os valores das bandeiras foram alterados, sendo que: para a bandeira amarela foi de R$2,50por 100 kWh e para a bandeira vermelha R$5,50 por 100 kWh; (iii) a partir de 1º de setembro de 2015, conforme determinado pela Resolução HomologatóriaANEEL n° 1.945 de 28 agosto de 2015, ocorreu a aprovação da redução do valor da bandeira vermelha para R$4,50 por 100 kWh.Em 4 de fevereiro de 2015 foi criada a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias - CCRBT, por meio do Decreto nº 8.401. Os agentes dedistribuição passaram a destinar os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias para essa Conta, gerida pela Câmara de Comercializaçãode Energia Elétrica - CCEE.Esses recursos são alocados para a cobertura de custos não previstos nas tarifas das diversas distribuidoras do país. O valor homologado mensalmentepela ANEEL a repassar ou a ressarcir é a diferença entre o montante cobrado dos clientes e os sobrecustos referentes a: (i) Segurança Energética doEncargo de Serviço do Sistema - ESS; (ii) despacho térmico; (iii) risco hidrológico; (iv) cotas de Itaipu; (v) exposição ao mercado de curto prazo; e (vi)excedente da Conta de Energia de Reserva - CONER. Os eventuais custos não cobertos pela receita são considerados no processo tarifário subsequente.No exercício o valor faturado, líquido de impostos, a título de Bandeira tarifária foi de R$293.362 (Notas 18 e 21).4.1.2 Revisão Tarifária Extraordinária - RTEEm 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. Arevisão das tarifas foi necessária face ao distanciamento entre os custos efetivos e a cobertura tarifária existente para os itens (i) Conta de DesenvolvimentoEnergético – CDE; e (ii) Custos com a Compra de Energia Elétrica, dentre os quais destaca-se:i) Exposição Involuntária ao Mercado de Curto Prazo – MCP;ii) Risco Hidrológico dos Contratos de Cota de Garantia Física – CCGF;iii) Encargo de Serviço do Sistema por Segurança Energética;iv) Reajuste da Tarifa de Itaipu;v) 14º Leilão de Energia Existente; evi) 18º Leilão de Ajuste.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 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 em baixatensão). 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.O valor faturado no exercício, líquido de impostos, a título de RTE foi de R$283.396 no exercício de 2015 (Nota 7).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.4.1.3 Ressarcimento Conta-ACRA 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 atualização monetária,referente a recursos da Conta-ACR, para cobrir as competências de Novembro e Dezembro de 2014, que excederam a cobertura tarifária relativa a: (i) àexposição contratual involuntária a pagar; (ii) ao despacho termoelétrico relativo aos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no AmbienteRegulado na modalidade por disponibilidade a receber; e (iii) ao risco hidrológico a receber. Este montante foi deduzido no valor repassado à CCEE em31 de março de 2015 e registrados a crédito da rubrica de Ativos e passivos setorias (Nota 7).4.1.4 Alterações na metodologia aplicável ao processo de Revisão TarifáriaEm 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 e envolveram mudanças nosseguintes temas:i) Procedimentos gerais• Extinção do conceito de ciclo tarifário passando a ser utilizadas as metodologias e parâmetros vigentes por ocasião do processamento da revisãotarifária; 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• 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; e (iii) recálculo do custo decapital a cada 3 anos, com revisão da metodologia a cada 6 anos; e• Inclusão de remuneração para o risco associado à operação de investimentos realizados com recursos de terceiros, ou seja, as “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• Atualização de dados estatísticos das séries de atividades subnormais; e• Redução na velocidade de redução para fins de trajetória para atingimento da meta de perda regulatória.vi) Receitas irrecuperáveis• O nível de Receitas Irrecuperáveis (%) passa a ser calculado com base no histórico de 60 meses de inadimplência da concessionária.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)instalação de 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 2016.4.2 Reajuste Tarifário 2015A Resolução Homologatória ANEEL nº 1.928 de 4 de agosto de 2015, homologou o resultado do reajuste tarifário anual da Companhia aplicado a partirde 7 de agosto de 2015.O efeito médio percebido pelos consumidores foi de 2,04%, sendo 1,68% o efeito médio para os consumidores atendidos em alta e média tensão e 2,29%o efeito 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 Xé composto 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%.4.3 Captações de recursosNo exercício a Companhia realizou as seguintes captações de recursos:

Fonte Data da liberação Vencimento ValorCusto da

dívida Finalidade

BNDES FINEMmar/15 -

abr/15 - nov/15 dez/24 240.024IPCA + TR + 3,05% a.a./

TJLP + 3,05% a.a. e Pré 6% a.a.Financiamento de obras deinfraestrutura da concessão

Cédula de Câmbio mai/15 mai/19 100.00085% do

CDI + 1,19% a.a.Alongamento da dívida e

financiamento de capital de giro340.024

5 Caixa e equivalentes de caixa31/12/2015 31/12/2014

Bancos conta movimento 155.987 86.791Aplicações financeiras - renda fixa 72.858 143.249Total 228.845 230.040Caixa 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, sempenalidades ou perda de rentabilidade.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.O cálculo do valor justo das aplicações financeiras é baseado nas cotações de mercado do papel ou informações de mercado que possibilitem tal cálculo,levando-se em consideração as taxas futuras de papéis similares.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.A exposição da Companhia a riscos de taxas de juros e uma análise de sensibilidade para ativos e passivos financeiros são divulgadas na nota 26.

Renegociada a vencer

Não circulante Nota Mais de 360 dias PCLDSaldo líquido

em 31/12/2015Saldo líquido

em 31/12/2014Consumidores

Fornecimento faturadoResidencial 14.722 (4.051) 10.671 6.405Industrial 2.279 (794) 1.485 2.078Comércio, serviços e outras atividades 5.093 (929) 4.164 4.546Rural 2.761 (413) 2.348 1.393Poder público

Municipal 44 44 -Iluminação pública 132 132 -Serviço público 8 (8) - -

(-) Ajuste a valor presente 6.1 (2.631) (2.631) (2.096)22.408 (6.195) 16.213 12.326

ConcessionáriasOutros créditos 6.3 2.895 2.895 -

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

As contas a receber de clientes são registradas pelo valor faturado ou a ser faturado, ajustadas ao valor presente quando aplicável, incluindo os respectivosimpostos diretos de responsabilidade tributária da Companhia.O saldo de Concessionárias refere-se aos: (i) concessionárias revendedoras e empresas comercializadoras, bem como a receita referente à energiaconsumida e não faturada; e (ii) valores a receber relativos à energia comercializada e encargos na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica -CCEE.A exposição da Companhia a riscos de crédito e uma análise de sensibilidade para ativos e passivos financeiros são divulgadas na nota 26.6.1 Ajuste a valor presenteO ajuste a valor presente, regulamentado pelo CPC 12, foi calculado com base na taxa de remuneração de capital, aplicada pela ANEEL nas revisõestarifárias da Companhia. Essa taxa é compatível com a natureza, o prazo e os riscos de transações similares em condições de mercado. Em 31 dedezembro de 2015 corresponde a 11,36% a.a. (11,36% a.a. em 31 de dezembro de 2014), afetando negativamente o resultado do exercício em R$676(positivamente em R$599 em 31 de dezembro de 2014) (Nota 23).6.2 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 de capacidadeemergencial - ECE, vigente de março de 2002 a janeiro de 2006, e Encargos de aquisição de energia elétrica emergencial - EAEEE, vigente em janeiro efevereiro de 2004, que estão sob discussão judicial. Considerando que estes valores constituem um montante a repassar à Comercializadora Brasileira deEnergia Emergencial - CBEE, a Companhia possui um passivo no valor de R$28.641 em 31 de dezembro de 2015 (R$28.643 em 31 de dezembro de 2014)(Nota 18).6.3 Outros créditos - ConcessionáriasDo 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 em31 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 de dezembro 2013 a dezembro de 2015,considerando que estes valores a receber constituem um montante a devolver aos consumidores por meio da modicidade tarifária em igual montante.6.4 CirculanteA variação positiva no exercício no montante de R$209.127 é resultante, substancialmente, pelo aumento das tarifas de energia elétrica provocado pelaaplicação das Bandeiras Tarifárias pelo Reajuste Tarifário de 2015, descrito nas notas 4.1.1 e 4.2.6.5 Provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD

ReversãoSaldo em

31/12/2014 Provisão Recebimento Parcelamento PerdasSaldo em

31/12/2015Consumidores

Residencial (53.646) (68.731) 22.481 11.002 32.638 (56.256)Industrial (9.367) (3.585) 47 939 168 (11.798)Comércio, Serviços e Outras Atividades (4.893) (11.585) 499 1.873 661 (13.445)Rural (2.483) (4.384) 309 1.748 152 (4.658)Poder Público (147) (479) 5 113 50 (458)Iluminação Pública (38) (2.112) 39 (2.111)Serviço Público (201) (306) 395 3 (109)Serviços Cobráveis - (528) (528)Outros (96) 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)

Conforme requerido pelo CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração, é efetuada uma análise criteriosa do saldo de consumidorese concessionárias e, quando necessário, é constituída uma Provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD, para cobrir eventuais perdas narealização desses ativos. O cálculo da PCLD está em conformidade, também, à Instrução Contábil 6.3.2 do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico.A exposição da Companhia a riscos de crédito está divulgada na nota 26.2.3.6.5.1 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.6.5.2 Critérios PCLD - Valores RenegociadosPara 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 valores cobertos por meiode apresentação de Nota de Empenho.

7 Ativos financeiros setoriais

Valores em

amortização

Valores em

constituição

Saldo em

31/12/2014 Apropriação Amortização

Atualização

monetária

Recebimento

CCRBT

Recebimento

Conta - ACR Transferência

Saldo em

31/12/2015 Circulante

Não

Circulante IRT (*) 2015 IRT (*) 2016

ATIVO

CVA

Aquisição de energia (i) 151.862 207.194 (153.121) 23.035 (182.818) (48.115) 64.849 62.886 94.843 (31.957) 117.669 (54.783)

Custo da Energia de Itaipu (i) (7.059) 180.804 (22.683) 4.573 (1.486) 154.149 80.410 73.739 27.739 126.410

PROINFA 1.893 951 1.691 (411) (3.003) 1.121 192 929 (472) 1.593

Transporte Rede Básica 7.576 3.217 (5.244) 774 30 6.353 5.764 589 5.343 1.010

Transporte de Energia - Itaipu 46 1.719 (594) 109 6 1.286 978 308 759 527

ESS (109.579) 62.783 64.508 (10.123) (82.942) 2.742 (72.611) (65.528) (7.083) (60.468) (12.143)

CDE (ii) 4.869 288.911 (73.568) 16.935 (580) 236.567 152.440 84.127 92.348 144.219

CCC - (3.350) 3.350 -

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

Itens financeiros

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

Neutralidade da Parcela A (13.718) 17.083 6.641 (103) 576 10.479 2.325 8.154 (3.499) 13.978

Exposição CCEAR entre submercados 6.209 (9.115) (2.266) 1.438 4.831 1.097 3.237 (2.140) 4.766 (3.669)

Devolução tarifária (iii) - (283.396) 67.989 (12.391) (227.798) (150.440) (77.358) (95.185) (132.613)

Outros 807 31.209 (13.207) 834 5.080 24.723 11.714 13.009 2.233 22.490

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

PIS e COFINS

PIS/COFINS Nota Técnica nº 115/04 15.603 21.100 36.703 36.703 36.703

PIS/COFINS sobre Ativos financeiros setoriais 20.919 103 21.022 14.564 6.458 9.932 11.090

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

Total 250.027 552.117 (158.420) 20.772 (298.150) (102.378) - 263.968 194.154 69.814 107.375 156.593(*) IRT - Índice de Reposicionamento Tarifário.

6 Consumidores e concessionárias

Valores correntes Valores renegociados

Corrente a vencer Corrente vencidaRenegociada

a vencerRenegociada

vencida

Nota Até 60 dias Até 90 diasDe 91 a

180 diasDe 181 a360 dias

Mais de360

dias PCLD Até 60 diasMais de60 dias Até 60 dias

Mais de60 dias PCLD

Saldo líquidoem 31/12/2015

Saldo líquidoem 31/12/2014

Circulante

ConsumidoresFornecimento faturado

Residencial 75.284 89.238 13.773 457 3.844 (18.074) 5.139 12.193 3.397 29.265 (34.131) 180.385 118.473Industrial 55.179 8.407 1.149 790 5.179 (5.236) 1.255 3.980 660 7.817 (5.768) 73.412 54.297Comércio, 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 75.588Rural 25.379 17.445 4.694 579 282 (370) 1.520 3.029 1.849 2.868 (3.875) 53.400 31.567Poder público

Federal 6.250 3.229 60 2 (2) 9.539 3.801Estadual 5.854 34 9 27 (27) 64 3 5.964 4.403Municipal 12.750 1.398 579 127 48 (48) 1.473 192 85 20 (381) 16.243 8.007

Iluminação pública 19.706 282 27 1 (1) 2.635 2.386 3 (2.110) 22.929 6.947Serviço público 9.122 273 460 78 18 72 49 9 30 (101) 10.010 7.016

Clientes livresServiços Cobráveis 135 344 91 1 450 (528) 493 242Fornecimento não faturado 131.047 131.047 93.808(-) Arrecadação em processo de reclassificação (245) (245) (154)(-) Ajuste a valor presente 6.1 (519) (519) (377)Outros créditos 6.2 28.586 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) 638.582 432.210Concessionárias

Suprimento de energia elétrica 15.901 15.901 12.864Energia de curto prazoEncargos de uso da rede elétrica 1.402 1.402 1.540Outros créditos 6.3 25.087 19 25.106 25.250

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

Os ativos e passivos financeiros setoriais referem-se aos valores originados da diferença temporal entre os custos previstos pela ANEEL e incluídos na

tarifa no início do período tarifário, e aqueles que são efetivamente incorridos ao longo do período de vigência da tarifa. Essa diferença constitui um direito

a receber pela Companhia nos casos em que os custos previstos são inferiores aos custos efetivamente incorridos, ou uma obrigação quando os custos

previstos são superiores aos custos efetivamente incorridos. São segregados entre ativo e passivo de acordo com a expectativa de homologação nas

tarifas pela ANEEL nos próximos reajustes tarifários.

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

em 7 de agosto.

O processo de amortização se dá de forma mensal e corresponde ao recebimento/devolução por meio da aplicação das tarifas vigentes, homologadas nos

últimos eventos tarifários. Os valores mensais correspondem a 1/12 avos dos montantes totais homologados pela ANEEL. Os valores em constituição referem-

se à diferença entre os custos incorridos e os constantes na tarifa até a data do fechamento do mês de referência, a serem homologados nos próximos

processos tarifários.

Os valores que compõem os ativos financeiros setoriais são:

• Conta de Compensação de Variação dos Valores de Itens da “Parcela A” – CVA: É composta pelos custos de aquisição da energia elétrica, de

conexão e de transmissão, além dos encargos setoriais. A CVA deve ser neutra em relação ao desempenho da Companhia, ou seja, os custos incorridos

são integralmente repassados ao consumidor ou suportados pelo Poder Concedente; e

• Itens financeiros: Referem-se a outros componentes financeiros que se constituem em direitos ou obrigações que também integram a composição

tarifária, dentre eles: Sobrecontratação de energia ao mercado de curto prazo; Neutralidade dos encargos setoriais; e Exposição financeira no mercado

de curto prazo por diferença de preços entre submercados.

Dentre os principais montantes apresentados, destacam-se:

(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 médios foi 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 foi superior ao preço médio de cobertura homologado nos processos tarifários. Porém, com a criação da Conta Centralizadora de

Recursos das Bandeiras Tarifárias - CCRBT, parte desta diferença está sendo coberta;

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

(Notas 18.1 e 21); e

(iii) Devolução Tarifária: no início de 2015, foram homologadas as RTEs das distribuidoras do Brasil (Nota 4.1.2). 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

alterando as tarifas econômicas, responsáveis pela cobertura tarifária de energia, encargos e transporte. Desta forma, a receita adicional com a RTE é

considerada como um passivo a ser devolvido nos reajustes/revisões tarifárias das distribuidoras.





8 Impostos e contribuições sociais

NotaSaldo em

31/12/2014 AdiçãoAtualização

monetária AdiantamentosCompensação

de tributosReclas-

sificaçãoTrans-

ferênciaSaldo em

31/12/2015Ativo - compensáveis

Imposto de renda e contribuição social 17.130 2.089 985 27.459 (17.258) 405 (21.184) 9.626ICMS 8.1 22.113 6.330 (1.302) 27.141PIS e COFINS 3 212.261 1 (130) (2) (212.075) 58IRRF sobre aplicações financeiras 6.146 1.686 7.832Outros 4.154 1 (403) 3.752

Total 49.546 222.367 986 27.459 (17.388) - (234.561) 48.409Circulante 30.258 26.286Não circulante 19.288 22.123

Total 49.546 48.409

NotaSaldo em

31/12/2014 AdiçãoAtualização

monetária PagamentosCompensação

de tributosReclas-

sificaçãoTrans-

ferênciaSaldo em

31/12/2015Passivo - a recolher

Imposto de renda e contribuição social - 21.184 (21.184) -ICMS 66.407 1.029.846 (1.004.920) (1.302) 90.031PIS e COFINS 10.652 476.535 (230.121) (17.388) (212.075) 27.603Tributos sobre serviços prestados

por terceiros 584 15.156 (14.801) 735 1.674IRRF sobre juros s/capital próprio - 6.696 6.696Parcelamentos 8.2 29.939 4.473 (14.873) 19.539Encargos com pessoal 3.913 33.899 (35.959) (49) 1.804Outros 735 3.062 (686) 3.111

Total 112.230 1.586.378 4.473 (1.300.674) (17.388) - (234.561) 150.458Circulante 82.293 130.918Não circulante 29.937 19.540

Total 112.230 150.458Os 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.8.1 ICMS - CompensávelDo 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 créditosde ICMS 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 de1/48 avos por mês.8.2 ParcelamentosEm 2009 a Companhia formalizou junto à Receita Federal do Brasil - RFB a adesão ao programa de redução e parcelamento de tributos federais, conformea Lei nº 11.941/09 - “REFIS IV”.

Parcelamentos - REFIS Principal Multa Juros EncargosTotal de

ParcelamentoConversãoem Renda

Valor deadesão - REFIS

COFINS 2.925 585 2.681 6.191 6.191CSLL 4.442 888 4.093 1.885 11.308 3.742 15.050INSS 8.548 3.021 10.256 670 22.495 10.822 33.317IRPJ/IRRF 4 1 8 13 5.257 5.270Multa 223 192 415 190 605

15.919 4.718 17.230 2.555 40.422 20.011 60.433Redução Programa Refis (11.578)Utilização Base Negativa/Prejuízo Fiscal (12.099)

Total 36.756O 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$44.248(R$71.460 em 31 de dezembro de 2014), os quais aguardam conversão em renda da União (conforme artigo 32 da Portaria PGFN/RFB nº 06/09), ocasiãoem que será efetivada a baixa deste passivo e respectivo levantamento da diferença entre o depósito judicial atualizado e a obrigação. Em 30 de junho de2011, a Companhia procedeu à consolidação dos débitos incluídos no parcelamento. Em dezembro de 2015 houve a conversão em renda a favor daCompanhia no valor de R$17.284 e a favor da União no valor de R$14.873 referente ao Processo nº 98.0003956-2, quitando os débitos relativos aoprocesso. A composição do parcelamento em 31 de dezembro de 2015 está sendo demonstrada a seguir:

Valor de adesão - REFIS 36.756Atualização de Juros 2.715Ativo a Compensar 3.640Depósito Judicial a favor da Companhia 17.284Conversão em Renda a favor da União (14.873)Amortização (25.600)Atualização de Refis 2.509Reversão de atualização da conversão em renda (2.892)

Saldo em 31 de dezembro de 2015 19.539

9 Tributos diferidos

Ativo PassivoNão circulante Circulante Não circulante

Nota 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014PIS e COFINS 9.1 14.564 12.619 6.458 8.300Imposto de renda e contribuição social 9.2 157.281 142.268

Total 157.281 142.268 14.564 12.619 6.458 8.300

9.1 PIS e COFINSO montante refere-se a PIS e COFINS diferidos reconhecidos sobre receita relativa aos ativos financeiros setoriais.9.2 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 montantelíquido após as devidas compensações, conforme requerido pelo CPC 32.9.2.1 Composição e base de cálculo

Ativo Não circulante Passivo Não circulante Resultado31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014 2015 2014

Natureza dos créditos Nota IRPJ/CSLL IRPJ/CSLL IRPJ/CSLL IRPJ/CSLL IRPJ/CSLL IRPJ/CSLLPrejuízos Fiscais 46.116 53.583 (7.467) (3.381)Base Negativa da Contribuição Social 20.188 22.876 (2.688) (1.217)

66.304 76.459 - - (10.155) (4.598)Diferenças Temporárias 9.2.1.1

Provisão para créditos de liquidação duvidosa 20.964 15.131 5.833 1.588Benefício pós-emprego 45.205 40.332 4.873 8.550Provisão para riscos tributários, cíveis e trabalhistas 23.120 18.749 4.371 (303)Ativos financeiros setoriais 82.602 77.896 (4.706) (77.896)Consumidores - ajuste a valor presente 1.071 841 230 (203)Valor justo do Ativo Financeiro Indenizável - ICPC 01 (R1) 45.267 28.341 (16.926) (2.870)Benefício pós-emprego - Resultados abrangentes 110.161 76.668Outras 93 (290) 383 2.873

Total diferenças temporárias 200.614 151.431 127.869 106.237 (5.942) (68.261)Crédito fiscal do ágio incorporado 9.2.1.2 18.232 20.615 (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)Total 157.281 142.268 - -

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$33.493.9.2.1.1 Diferenças TemporáriasCom 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 apartir de 1º de janeiro de 2015 o mesmo tratamento fiscal nas adições e exclusões temporárias quanto a sua dedutibilidade ou não.9.2.1.2 Crédito fiscal do ágio incorporadoO crédito fiscal do ágio é proveniente da incorporação, em abril de 2005, da parcela cindida da controladora EDP - Energias do Brasil S.A., representadapelo ágio pago pelas incorporadas EDP 2000 Participações Ltda. e EDP Investimentos Ltda. na aquisição de ações da IVEN, na época controladora daEDP Escelsa, o qual foi contabilizado de acordo com as Instruções CVM nº 319/99 e 349/99 e conforme determinação da ANEEL. Está sendo amortizadopela curva entre a expectativa de rentabilidade da exploração e o prazo de concessão da Companhia, o que resulta em realização anual média do créditofiscal de R$1.823 até o ano de 2025 (Nota 13.2.1.2).9.2.2 Resultados tributáveis futurosA 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 valorpresente, demonstrando a capacidade de realização desses créditos fiscais diferidos nos exercícios indicados, a qual foi aprovada pelo Conselho deAdministração. Com base no estudo, a Companhia estima recuperar os créditos fiscais diferidos ativos nos seguintes exercícios:

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 Partes relacionadasAlém dos valores de dividendos a pagar para sua Controladora (Nota 20.3), os demais saldos de ativos e passivos, bem como as transações da Companhia com sua Controladora, profissionais chave da Administração e outras partes relacionadas, que influenciaram o resultado do exercício, são apresentadoscomo segue:

ResultadoAtivo Passivo Receitas (Despesas)

Circulante Não circulante Circulante Não circulante OperacionaisRelacionamento Preço praticado (R$/MWh) Duração 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014 2015 2014

Consumidores e concessionáriasRessarcimento por insuficiência de geração

Porto do Pecém Controle Comum 01/01/2012 a 31/12/2026 1.618 6.316 2.895 (2.238) 7.692Uso do sistema de distribuição

Energest Controle Comum 01/08/2005 a 17/07/2025 589 530 6.656 5.877Santa Fé Controle Comum 23/03/2009 a 17/07/2025 23 23 274 281

2.230 6.869 2.895 - - - - - 4.692 13.850Outros créditos e Outras contas a pagar

Compartilhamento de gastos com gestores corporativosEDP - Energias do Brasil Controladora 01/07/2012 até emissão de nova Resolução da ANEEL 2 95 177 (1.386) (2.958)Energest Controle Comum 15 15

Contratos de Compartilhamento dos Serviços de InfraestruturaEDP - Energias do Brasil Controladora 29/07/2015 a 29/07/2019 3 2 134 70 (442) (775)Energest Controle Comum 29/07/2015 a 29/07/2019 56 14 56 145EDP GRID Controle Comum 29/07/2015 a 29/07/2019 1 1 3 7Santa Fé Controle Comum 29/07/2015 a 29/07/2019 1 1 3 11EDP Renováveis Controle Comum 29/07/2015 a 29/07/2019 18 18 18 11Cachoeira Caldeirão Controle Comum 29/07/2015 a 29/07/2019 1 3ECE Participações Controle Comum 29/07/2015 a 29/07/2019 1 3

Contrato de prestação de serviçosEDP GRID Controle Comum 01/01/2015 a 31/12/2015 (316)

- - 98 36 - - 229 247 (2.043) (3.559)Fornecedores

Suprimento de energia elétricaEnerpeixe Controle Comum 216,64 23/12/2002 a 31/01/2016 10.428 11.784 (88.971) (84.223)Energest Controle Comum 238,39 01/08/2001 a 17/07/2025 460 673 (5.086) (4.814)Energest Controle Comum 238,39 01/11/2002 a 17/07/2025 2.182 3.196 (24.128) (22.840)Energest Controle Comum 220,67 01/11/2007 a 17/07/2025 3.503 3.063 (29.453) (27.454)Energest Controle Comum 138,22 01/01/2008 a 31/12/2015 38 42 (320) (298)Energest Controle Comum 198,40 01/01/2008 a 31/12/2037 52 58 (441) (411)Energest Controle Comum 209,67 01/01/2013 a 31/12/2041 1 (2)Lajeado Controle Comum 179,53 01/01/2008 a 31/12/2037 3 4 (38) (35)Lajeado Controle Comum 181,09 01/01/2009 a 31/12/2038 6 7 (69) (64)Lajeado Controle Comum 168,63 01/01/2009 a 31/12/2038 27 29 (225) (209)Santa Fé Controle Comum 210,57 01/01/2009 a 31/12/2038 42 47 (357) (333)Porto do Pecém Controle Comum Custo fixo + Custo variável 01/01/2012 a 31/12/2026 3.048 2.778 (23.198) (19.814)EDP Comercializadora Controle Comum 01/01/2014 a 31/12/2014 275 (3.031)EDP Comercializadora Controle Comum 01/05/2014 a 31/12/2019 32 32 (336) (278)EDP Comercializadora Controle Comum 01/01/2015 a 30/06/2015 (2.612)ECE Participações Controle Comum 141,14 01/01/2015 a 31/12/2044 481 (4.048)

Ressarcimento por insuficiência de geraçãoPorto do Pecém Controle Comum 01/01/2012 a 31/12/2026 3.252 (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)

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

a) Contratos de Compartilhamento de Atividades e Alocação de Gastos: A partir de 1º de janeiro de 2011, a EDP - Energias do Brasil S.A.,controladora da Companhia, é responsável pela contratação dos Contratos de Compartilhamento de Atividades e Alocação de Gastos que contemplamas atividades das áreas corporativas.A distribuição dos gastos de salários e encargos dos gestores corporativos e colaboradores da holding, que formulam políticas e diretrizes a seremseguidas pelas empresas do grupo econômico, e sua apropriação são efetuadas em função das atividades realizadas para cada contraparte, por meio docontrole de alocação de horas trabalhadas (timesheet).Os Contratos de Compartilhamento de Atividades e Alocação de gastos foram anuídos por meio do Despacho ANEEL nº 205, de 25 de janeiro de 2013.O tema Compartilhamento de Recursos Humanos já foi objeto de estudos na Audiência Pública n° 041/2012, na Consulta Pública n° 12/2013 e naAudiência Pública n° 072/2014, cujo período de contribuições encerrou-se em 23 de fevereiro de 2015. Quando da publicação do resultado, as empresasterão um prazo para submeterem novo pedido de compartilhamento de recursos humanos e infraestrutura associada à anuência prévia, ficando o contratoatual vigente prorrogado até a deliberação da ANEEL.b) Contratos de Compartilhamento dos Serviços de Infraestrutura: Em 14 de abril de 2011, a ANEEL por meio do Despacho nº 1.598 anuiu osContratos de Compartilhamento dos Serviços de Infraestrutura que têm por objeto a distribuição dos gastos com locação de imóveis, gastos condominiaise gastos de telecomunicações entre as empresas: (i) Sede em São Paulo - SP tendo como Contratada a EDP - Energias do Brasil e Contratantes a EDPEscelsa, EDP Bandeirante e Energest; (ii) Centro Operativo em Carapina - ES tendo como Contratada a EDP Escelsa e Contratantes a Energest,EnerPrev, Santa Fé, EDP GRID e EDP Renováveis; e (iii) Filial Energest - MS tendo como Contratada a Energest e Contratantes a Pantanal. Estescontratos vigoraram de 1º de janeiro de 2011 a 31 de dezembro de 2014.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 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 Contratantesa Energest, EnerPrev, Santa Fé, EDP GRID, Cachoeira Caldeirão, ECE Participações e Investco; e (iii) Filial Energest – MS, tendo como Contratada aEnergest e Contratante a Pantanal.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 compartilhamentoa partir 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 eOutras Avenças, objetivando aprovar os pagamentos referentes ao período Janeiro a Julho, dos Contratos de Cessão de Espaço e Compartilhamento dosServiços de Infraestrutura, uma vez que foram anuídos sem retroatividade. O pedido encontra-se sob análise da ANEEL.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.Os avais recebidos do acionista estão descritos na nota de Garantias (Nota 28.2).10.1 Controladora diretaA controladora direta da Companhia é a EDP - Energias do Brasil, sendo esta controlada pela EDP – Energias de Portugal S.A.10.2 Remuneração dos administradores10.2.1 Remuneração total do Conselho de Administração e da Diretoria pagos pela Companhia referente ao exercício findo em 31 dedezembro (em R$)

2015 2014Conselho de

Administração Proporção (%)Diretoria

Estatutária Proporção (%) Total Proporção (%) Total Proporção (%)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 1.749.700Benefícios diretos e indiretos (ii) 2.509 138.645 141.154 174.536Encargos 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 504.057 504.057 499.766Encargos 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%

(n/a) = Não Aplicável.(*) Das 8 posições do Conselho de Administração, apenas 2 membros são remunerados. A remuneração anual global dos membros do Conselho deAdministração 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 abrilde 2015.(**) Das 7 posições da Diretoria Estatutária, 4 membros são remunerados, sendo que o Diretor Comercial acumula o cargo de Diretor Técnico e deAmbiente e o Diretor de Regulação acumula o cargo de Diretor de Gestão de Ativos e Administrativo. A remuneração anual global da Diretoria é de atéR$3.338.000,00 para o período de abril de 2015 até março de 2016, conforme aprovado em Assembleia Geral Ordinária de 09 de abril de 2015.(i) O número de membros foi calculado em conformidade com o Ofício Circular/CVM/SEP/nº 02/2015, que corresponde a média anual dos membrosremunerados. Esta média contempla a substituição de membros.(ii) Foram considerados os benefícios de Seguro Saúde, Assistência Odontológica, Seguro de Vida, Previdência Privada, Benefício de Risco, ValeAlimentação e Vale Refeição.10.2.2 Remuneração individual máxima, mínima e média do Conselho de Administração e da Diretoria Estatutária referente ao exercício findoem 31 de dezembro (em R$)

2015 2014Conselho de

AdministraçãoDiretoria

EstatutáriaConselho de

AdministraçãoDiretoria

EstatutáriaNúmero de membros 2,00 4,08 2,00 6,00Valor da maior remuneração individual 36.102 1.106.904 34.848 768.909Valor da menor remuneração individual 36.102 539.005 34.848 259.200Valor médio da remuneração individual 36.102 697.529 34.848 495.007

11 Cauções e depósitos vinculados

Circulante Não circulanteNota 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014

Depósitos judiciais 8.2 e 19 77.180 103.452Cauções e depósitos vinculados 75 1.542 111 152Total 75 1.542 77.291 103.604

12 Outros créditos - Ativo e Outras contas a pagar – Passivo

Circulante Não circulante

Nota 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014Outros créditos - Ativo

Adiantamentos 6.346 608Descontos tarifários 12.1 103.407 94.985Benefícios pós-emprego 17.1.1 558 717Bens destinados à alienação 228 368Serviços em curso 1.359 1.096Serviços prestados a terceiros 2.677 2.999 29Convênios de arrecadação 4.018 2.565Compartilhamento/Serviços entre partes relacionadas 10 98 36Estoques 12.2 5.909 5.675Outros 2.557 2.105 986

Total 126.501 110.401 656 1.768Outras contas a pagar - Passivo

Adiantamentos recebidos - alienação de bens e direitos 189 1.092Contribuição de iluminação pública 12.3 18.251 14.879Credores diversos - consumidores e concessionárias 12.4 21.121 2.646Folha de pagamento 319 1.863Arrecadação de terceiros a repassar 3.966 3.656Compartilhamento/Serviços entre partes relacionadas 10 229 247Obrigações Sociais e Trabalhistas 12.5 38.331 29.050Outros 3.893 3.281

Total 86.070 56.467 229 247

12.1 Descontos tarifáriosRefere-se a descontos aplicados a clientes nas tarifas de unidades consumidoras, conforme regulamentação da ANEEL, por meio de resoluçõesespecíficas. Os descontos são aplicados de acordo com a classificação da atividade de cada unidade consumidora e procuram contemplar residências defamílias com baixa renda inscritas no Cadastro Único do Governo Federal, estímulo à melhoria da produção agrícola, assim como descontos para serviçospúblicos essenciais, como é o caso das unidades de água, esgoto e saneamento.Ao mesmo tempo em que determina o percentual de desconto a ser aplicado nos faturamentos mensais das unidades consumidoras, 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.A ANEEL homologou os valores a serem repassados da Eletrobrás para a Companhia, por meio das seguintes Resoluções Homologatórias:

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

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 mecanismoda subvenção econômica e, subsidiariamente, a compensação entre os créditos a receber da Eletrobrás com as obrigações mensais a recolher daCompanhia referente à CDE (Nota 18.1). Os valores pendentes de pagamento pela Eletrobrás, até a data do protocolo da ação, era de R$71.661.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 débitosda CDE com referidos créditos.Em 29 de julho de 2015 foi proferida sentença confirmando os termos da liminar e determinando que a Eletrobrás pague às autoras os valores vencidose não repassados até a data da propositura da ação, bem como aqueles que vencerão no curso do processo.A Eletrobrás interpôs apelação contra a sentença em 28 de agosto de 2015, como a liminar obtida permanece vigente. Aguarda-se julgamento do recursoda Eletrobrás pelo Tribunal de Justiça do Distrito Federal - TJDF.Estão pendentes de recebimento da Eletrobrás os repasses das competências de agosto à novembro de 2014, no montante de R$52.448.Segue abaixo a composição dos descontos tarifários:

Saldo em31/12/2014

Descontostarifários

RessarcimentoEletrobrás

CompensaçãoEletrobrás

Saldo em31/12/2015

Subsídio Baixa Renda 5.808 29.943 (5.977) (25.480) 4.294Subsídio Carga Fonte Incentivada - Res. nº 77/2004 12.132 30.703 (2.639) (25.077) 15.119Subsídio Geração Fonte Incentivada - Res. nº 77/2004 2.084 4.246 (446) (3.963) 1.921Subsídio Rural 53.227 142.222 (10.349) (120.958) 64.142Subsídio Irrigante/Aquicultor - Res. nº 207/2006 12.484 32.481 (3.767) (30.695) 10.503Subsídio Água/Esgoto/Saneamento - Despacho nº 3.629/2011 5.597 12.792 (1.123) (12.011) 5.255Subsídio Distribuição - TUSD fio B 3.653 6.561 (888) (7.153) 2.173

94.985 258.948 (25.189) (225.337) 103.407





12.2 EstoquesRefere-se aos materiais utilizados na operação e manutenção da prestação dos serviços. Os materiais utilizados na construção da infraestrutura daconcessão, estão classificados na rubrica de Intangível. Ambos os estoques estão demonstrados ao custo ou ao valor líquido de realização, dos dois omenor. O método de avaliação dos estoques é efetuado com base na média ponderada móvel.12.3 Contribuição de iluminação públicaRefere-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, arrecadadapelas distribuidoras e repassadas mensalmente às Prefeituras, conforme previsto no artigo 149-A da Constituição Federal.12.4 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 noâmbito da Resolução Normativa ANEEL nº 223/03.A área de concessão da Companhia foi considerada Universalizada no ano de 2010. Pelo regulamento estabelecido na Resolução nº 223/03, 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 anteciparuma ligação de energia elétrica em relação à meta estabelecida no Plano de Universalização aprovado pela ANEEL, podia optar por apropriar recursosjunto à distribuidora ou tomar a iniciativa de construir a rede de distribuição, cabendo à distribuidora incorporar, operar e manter os ativos, com ocompromisso de restituir os valores investidos pelo cliente no ano estabelecido para a Universalização do município onde se localizava a propriedade.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.12.5 Obrigações Sociais e TrabalhistasReferem-se aos montantes de provisão de férias, gratificação de férias e respectivos INSS e FGTS e participação nos lucros e resultados.

13 Ativo financeiro indenizável e IntangívelO CPC emitiu em 2009 com alterações posteriores, a Interpretação Técnica ICPC 01 (R1) – Contratos de Concessão. Esta interpretação foi aprovada pelaDeliberação CVM nº 677/11.A ICPC 01 (R1) é aplicável aos contratos de concessão público-privado nos quais a entidade pública controla ou regula os serviços prestados, com qualinfraestrutura, a que preço e para quem deve ser prestado o serviço e, além disso, detém a titularidade dessa infraestrutura. Desta forma, esta interpretaçãoé aplicável ao Contrato de Concessão da Companhia.De acordo com a ICPC 01 (R1), os ativos da infraestrutura enquadrados nesta interpretação não podem ser reconhecidos como ativo imobilizado uma vezque se considera que o concessionário não controla os ativos subjacentes, sendo reconhecidos de acordo com um dos modelos contábeis previstos nainterpretação, dependendo do tipo de compromisso de remuneração do concessionário assumido junto ao concedente, que são o modelo do ativofinanceiro, do ativo intangível e o bifurcado.• Modelo do ativo financeiroEste modelo é aplicável quando o concessionário tem o direito incondicional de receber determinadas quantias monetárias independentemente do nívelde utilização da infraestrutura da concessão.• Modelo do ativo intangívelEste modelo é aplicável quando o concessionário, no âmbito da concessão, é remunerado em função do grau de utilização da infraestrutura pelos usuáriospor meio da prestação de serviço.• Modelo bifurcadoEste modelo aplica-se quando a concessão inclui, simultaneamente, compromissos de remuneração garantidos pelo concedente e compromissos deremuneração dependentes do nível de utilização das infraestruturas da concessão, cobrados dos usuários.Como a Companhia é remunerada: (i) pelo Poder Concedente, no tocante ao valor residual da infraestrutura ao final do contrato de concessão; e (ii) pelosusuários, pela parte que lhes cabe dos serviços de construção e pela prestação do serviço de fornecimento de energia elétrica, então, aplica-se o modelobifurcado.Os ativos de infraestrutura geridos por conta do Poder Concedente estão apresentados nos grupos de Ativo financeiro indenizável e Intangível (Notas 13.1e 13.2), devido a implementação dos CPCs.De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019/57, os ativos de infraestrutura utilizados na distribuição são vinculados a esses serviços, nãopodendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador.A Resolução ANEEL nº 20/99, regulamenta a desvinculação dos ativos de infraestrutura das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica,concedendo autorização 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.13.1 Ativo financeiro indenizávelA Companhia apresenta saldo no ativo não circulante referente a crédito a receber do Poder Concedente ao final da concessão, a título de indenizaçãopelos investimentos efetuados e não recuperados por meio da prestação de serviços outorgados, originados da bifurcação requerida pelo ICPC 01 (R1).Estes ativos financeiros são avaliados a valor justo com base no Valor Novo de Reposição - VNR dos ativos vinculados à concessão, revisado a cada trêsanos por meio do laudo de avaliação da Base de Remuneração Regulatória - BRR, conforme estabelecido no Contrato de concessão, atualizados peloIGP-M até a data do balanço. Estes ativos serão reversíveis ao Poder Concedente no final da concessão. Os efeitos da mensuração a valor justo sãoreconhecidos diretamente no resultado do exercício.A movimentação no exercício é a seguinte:

Saldo em 31/12/2014 Transferências do intangível Valor Justo Baixas Saldo em 31/12/2015

Ativo financeiro indenizável 594.212 72.553 49.781 (7.061) 709.485

594.212 72.553 49.781 (7.061) 709.485

13.2 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,que aprova 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.

13.2.1 Composição do intangível31/12/2015 31/12/2014

Nota

Taxas anuaismédias de

amortização %Custo

históricoAmortização

acumuladaValor

líquido

Taxas anuaismédias de

amortização %Custo

históricoAmortização

acumuladaValor

líquidoDireito de concessão - Infraestrutura 13.2.1.1

Em serviço 4,02 2.040.110 (1.224.710) 815.400 3,97 1.984.928 (1.150.757) 834.171Em curso 31.738 31.738 36.357 36.357

Atividades não vinculadasà concessãoÁgio na incorporação de sociedade

controladora 13.2.1.2 7,08 103.963 (50.339) 53.624 7,08 103.964 (43.332) 60.632(-) Provisão para manutenção

de dividendos 7,08 (103.963) 50.339 (53.624) 7,08 (103.964) 43.332 (60.632)2.071.848 (1.224.710) 847.138 2.021.285 (1.150.757) 870.528

13.2.1.1 Direitos de Concessão - InfraestruturaReferem-se ao direito da concessionária de receber caixa dos usuários pelos serviços de construção do sistema de distribuição de energia elétrica e pelouso de infraestrutura, originados da bifurcação requerida pelo ICPC 01 (R1). Estão registrados ao seu valor de custo acrescido de encargos financeiros,quando aplicável. A amortização é registrada pelo prazo remanescente da concessão.13.2.1.2 Ágio – Incorporação de sociedade controladoraRefere-se à parcela cindida do ágio incorporado decorrente da aquisição de ações, o qual foi contabilizado de acordo com as Instruções CVM nº 319/99e nº 349/99 e ICPC 09 e, conforme determinação da ANEEL, está sendo realizado pela curva entre a expectativa de resultados futuros e o prazo deconcessão da Companhia, consequentemente foi reconhecido um Crédito fiscal (Nota 9.2.1.2).13.2.2 Mutação do intangível

Nota

Valorlíquido em31/12/2014 Ingressos

Juroscapitalizados

Transferênciapara intangível

em serviço

Transferênciapara ativofinanceiro

indenizávelAmorti-zações Baixas

Valorlíquido em31/12/2015

Intangível em serviçoDireito de concessão - Infraestrutura 834.171 159.066 (72.553) (94.319) (10.965) 815.400

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

Ultrapassagem de Demandae Energia Reativa Excedente 21.1 (29.294) (22.616) (51.910)

Outros intangíveis em curso 65.651 178.374 603 (159.066) (1.914) 83.648Total do Intangível em curso 36.357 155.758 603 (159.066) - - (1.914) 31.738Total Intangível 870.528 155.758 603 - (72.553) (94.319) (12.879) 847.138A 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.

14 FornecedoresCirculante Não Circulante

Nota 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2014Suprimento de energia elétrica 14.1 228.419 190.564 1.854Energia livre 14.2 43.457 38.370Encargos de uso da rede elétrica 15.596 17.643Operações CCEE 14.3 87.310 84.776Materiais e serviços 49.712 53.085Total 424.494 384.438 1.854São reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, são medidos pelocusto amortizado por meio do método dos juros efetivos, quando aplicável.14.1 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).14.2 Energia livreA Energia livre refere-se a valores a pagar a geradoras de energia elétrica referente as perdas ocorridas no período de racionamento entre junho de 2001a fevereiro de 2002, no qual ocorreu a comercialização de energia elétrica que não estava contratada. A Companhia passou a efetuar a restituição aosgeradores 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 passandoa iniciar concomitantemente a partir de janeiro de 2002, limitada ao prazo máximo definido na Resolução ANEEL nº 1/04.No Despacho ANEEL nº 2.517/10, foi divulgado o valor a ser liquidado entre os agentes de distribuição e geração, atualizados pela taxa SELIC mensal.Tal liquidação deveria ter ocorrido até 30 de setembro de 2010. Com o objetivo de suspender o referido ato, a Associação Brasileira de Distribuidores deEnergia Elétrica - ABRADEE, representando as distribuidoras do país, dentre elas a Companhia, impetrou Mandado de Segurança (Processonº 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 tal demanda também foi extinta, sob o argumento de que já havia outro feito com as mesmas partes, mesmo pedido e mesmos fundamentos defato e de direito (litispendência). Em face de tal decisão, também foi interposto recurso de Apelação ao Tribunal Regional Federal da 1ª Região, o qualpende 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 23).14.3 Operações CCEEO saldo refere-se às transações de energia comercializada e encargos no âmbito da CCEE.

16 Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas

16.1 Composição do saldo de Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas

31/12/2015 31/12/2014

Encargos Principal Encargos Principal

Valor

contratado

Data da

contratação

Valor

liberado

Vigência

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

Não

circulante Circulante

Não

circulante Total Circulante Circulante

Não

circulante Total

Moeda nacional

BNDES - BB/CALC 177.468 29/01/2009 155.228 17/02/2010 a

17/06/2019

Programas de investimentos

nos segmentos de geração,

distribuição e transmissão de

energia elétrica

Dívida bruta em

relação ao EBITDA

Ajustado (ii) menor

ou igual a 3,5

4,5% a.a. e de 1,81% a

3,32% a.a.

acima da TJLP

Principal

e Juros

mensais

a. Garantia Corporativa

da EDP - Energias

do Brasil; b.Depósito

caucionado

138 26.404 15.750 42.292 207 26.330 42.034 68.571

(-) BNDES -CALC -

Custos de transação

(205) 29/01/2009 (205) 17/02/2010 a

15/05/2017

Amortização mensal do

custo de transação

(7) (7) (15) (8) (23)

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

16/12/2024

Programa de

investimentos

de 2013 a 2015

Dívida bruta em

relação ao EBITDA

Ajustado (ii) menor

ou igual a 3,5

TJLP a TJLP +

3,05% a.a.,

TR (iii) + 3,05% a.a.,

e Pré de 6,00% a.a.

Principal mensal com juros no

período de carência trimestral,

após segue mensal.

Principal e juros anuais.

a. Depósitos caucionados;

b. Fiança Corporativa da

EDP - Energias do Brasil

1.283 6.061 12.660 233.068 253.072 -

Eletrobrás Reluz - ECF 2481/05 1.230 30/09/2008 924 30/01/2012 a

30/12/2016

Programa Reluz -

Município de Viana/ES

5% a.a. +

1,5% a.a.

(tx. adm.)

Principal e

Juros mensais

a. Notas Promissórias;

b. Garantia em recebíveis.

201 201 201 200 401

Eletrobrás LPT - ECFS 031/04 30.968 21/05/2004 22.729 30/08/2006 a

30/07/2016

Programa Luz

para Todos

5% a.a. + 1,5% a.a.

(tx. adm.)

Principal e

e Juros mensais

Notas Promissórias 1.364 1.364 2.339 1.364 3.703


30/04/2018

Programa Luz

para Todos

5% a.a. + 1,5% a.a.

(tx. adm.)

Principal e Juros

mensais



3.752 5.002 8.754 3.752 8.754 12.506


30/04/2020

Programa Luz

para Todos

5% a.a. + 1,5% a.a.

(tx. adm.)

Principal e Juros

mensais



4.529 15.098 19.627 4.529 19.627 24.156


30/12/2021

Programa Luz

para Todos

5% a.a. + 1,5% a.a.

(tx. adm.)

Principal e

Juros mensais



1.702 8.509 10.211 1.702 10.213 11.915

Banco do Brasil - Nota de

Crédito Comercial

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

29/05/2015

Capital de Giro Dívida bruta em

relação ao EBITDA

Ajustado (i) menor

ou igual a 3,5

100% do CDI Principal e Juros em

parcela única no final

- 54.397 103.500 157.897

(-) Banco do Brasil - Nota de Crédito

Comercial - Custos de Transação

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

29/05/2015

Capital de Giro Custo - (147) (147)

Banco do Brasil - Cédula de Crédito

Bancário 21/00804-3

68.000 13/02/2013 68.000 13/02/2013 a

03/02/2015

Capital de Giro 105,5% e 98,5% do CDI Principal e Juros em

parcela única

ao final do contrato

- 13.027 68.000 81.027

(-) Banco do Brasil - Cédula de Crédito

Bancário 21/00804-3 -

Custo de transação

1.273 13/02/2013 1.273 13/02/2013 a

03/02/2015

Amortização mensal do

custo de transação

- (103) (103)

Banco do Brasil - Cédula de Crédito

Bancário

110.575 21/02/2014 110.575 21/02/2014 a

01/07/2015

Financiamento para

comercialização de

energia elétrica para

a atividade agropecuária

101,15% do CDI Principal e Juros em

parcela única no final

- 10.348 110.575 120.923

(-) Banco do Brasil - Cédula de Crédito

Bancário - Custos de Transação

21/02/2014 21/02/2014 a

01/07/2015

- (855) (855)

Citibank N.A. -

Cédula de Câmbio

200.000 08/05/2014 200.000 08/05/2014 a

14/05/2018

Alongamento da dívida e

financiamento de capital

de giro

Dívida bruta em

relação ao EBITDA

Ajustado (i) menor

ou igual a 3,5

85% do CDI + 1,0625% Principal anual

a partir de maio/2016

e Juros trimestrais

Nota Promissória 3.346 66.666 133.334 203.346 2.655 200.000 202.655

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

Custos de Transação

08/05/2014 (719) 08/05/2014 a

14/05/2018

(700) (700) -

Citibank N.A. - Cédula de Câmbio 100.000 29/05/2015 100.000 29/05/2015 a

29/05/2019

Alongamento da dívida e

financiamento de capital

de giro

Dívida bruta em

relação ao EBITDA

Ajustado (i) menor

ou igual a 3,5

85% do CDI + 1,19% Principal anual

a partir de maio/2018

e Juros trimestrais

Nota Promissória 1.091 100.000 101.091 -

Total 5.858 6.061 117.271 510.061 639.251 80.634 319.808 282.184 682.626

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

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

operacionais que tenham efeito no caixa.

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

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

15 Debêntures15.1 Composição do saldo de Debêntures

31/12/2015 31/12/2014Encargos Principal Encargos Principal

Agente FiduciárioTipo de

emissãoQuantidade

de títulosValor nominal

unitárioValortotal

Data daemissão

Vigênciado contrato Finalidade Custo da dívida Forma de pagamento Circulante

Nãocirculante Total Circulante

Nãocirculante Total

Pentágono S.A. Distribuidorade Títulos e Valores Mobiliários

InstruçãoCVM nº 476/09 17.680 10 176.800

3ª emissão em27/08/2014

27/08/2014 a27/08/2020

Alongamento da dívida ecapital de giro CDI + 1,50% a.a.

Principal semestral a partir de27/08/2018 e juros semestral 9.102 176.800 185.902 7.634 176.800 184.434

(-) Custos de emissão (599) Amortização mensal (432) (432) (550) (550)Total 9.102 176.368 185.470 7.634 176.250 183.884As debêntures estão demonstradas pelo valor líquido dos custos de transação incorridos e são subsequentemente mensurados ao custo amortizado usando o método da taxa de juros efetiva.As debêntures não possuem garantias.

15.2 Mutação das debêntures no exercícioValor líquido

em 31/12/2014 PagamentosJuros

provisionadosTransfe-rências

Amortização docusto de transação

Valor líquidoem 31/12/2015

CirculanteJuros 7.634 (23.954) 25.422 9.102Custo de transação - (118) 118 -

7.634 (23.954) 25.422 (118) 118 9.102Não circulante

Principal 176.800 176.800Custo de transação (550) 118 (432)

176.250 - - 118 - 176.36815.3 Vencimento das parcelas do Circulante e Não circulante

VencimentoCirculante2016 9.102

9.102Não Circulante2018 35.0142019 70.6532020 70.701

176.368Total 185.470

A emissão de Debêntures feita pela Companhia não é conversível em ação e foi emitida de acordo com a Instrução CVM nº 476/09, ou seja, refere-se aoferta pública distribuída com esforços restritos.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 dedezembro de cada ano, sendo não superior a 3,5. O EBITDA ajustado significa “o resultado antes das despesas financeiras, impostos, depreciação eamortização, ajustado com os ativos e passivos da Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela “A” - CVA, sobrecontratação e neutralidadedos encargos setoriais”;(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 sido requerida ouobtida homologação judicial do referido plano; ou se a Emissora ingressar em juízo com requerimento de recuperação judicial, independentemente dedeferimento do processamento da recuperação ou de sua concessão pelo juiz competente;(vii) perda da concessão para distribuição de energia elétrica; e(viii) vencimento antecipado ou inadimplemento no pagamento de quaisquer obrigações pecuniárias a que esteja sujeita a Emissora, no mercado local ouinternacional em que o valor unitário ou cumulativo ultrapasse R$40.000, que possa, de forma comprovada, prejudicar o fiel cumprimento das obrigaçõesda Companhia no respectivo contrato.Em 31 de dezembro de 2015 a Companhia encontra-se em pleno atendimento de todas as cláusulas restritivas previstas no contrato de debêntures.





16.2 Mutação dos empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas no exercício

Valor líquidoem

31/12/2014 Ingressos Pagamentos

Jurosprovisio-

nadosTransfe-rências

Amortizaçãodo custo de

transaçãoVariação

monetária

Valor líquidoem

31/12/2015Circulante

Principal 320.928 (320.944) 117.212 82 117.278Juros 80.634 (139.142) 64.366 5.858Custo de transação (1.120) (7) 1.120 (7)

400.442 - (460.086) 64.366 117.205 1.120 82 123.129Não circulante

Principal 282.192 340.024 (117.212) 5.758 510.762Juros - 5.870 191 6.061Custo de transação (8) (700) 7 (701)

282.184 339.324 - 5.870 (117.205) - 5.949 516.122

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

Vencimento NacionalCirculante2016 123.129

123.129Não circulante2017 129.9182018 163.1852019 93.3262020 39.1972021 até 2025 90.496

516.122Total 639.251

17 Benefícios pós-empregoA Companhia mantém atualmente planos de suplementação de aposentadoria e pensão em favor dos colaboradores e ex-colaboradores e outrosbenefícios pós-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.Os ganhos e perdas atuariais gerados por ajustes e alterações nas premissas atuariais dos planos de Benefício definido são reconhecidos no exercícioem que ocorrem diretamente no Patrimônio líquido na rubrica Outros resultados abrangentes. Os custos com serviços passados são reconhecidos noexercício em que ocorrem integralmente no resultado na rubrica de Pessoal, e o resultado financeiro do benefício é calculado sobre o déficit/superávitatuarial utilizando a taxa de desconto do laudo vigente.

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

Circulante Não circulanteNota 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014

Auxílio Incentivo à Aposentadoria - AIA 17.2 982 885 801 988Assistência médica e seguro de vida 17.2 26.504 19.836 428.512 322.409Contribuição definida 17.1.2 108 93

27.594 20.814 429.313 323.397

17.1 Planos de suplementação de aposentadoria e pensãoSão 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.17.1.1 Planos de Benefício definido e Contribuição variável• 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.• Plano Escelsos II estruturado na modalidade de Contribuição variável: O Plano de custeio é sustentado paritariamente por contribuições da patrocinadorae do participante, conforme o regulamento do plano. É um plano previdenciário que, até a concessão da renda vitalícia, reversível (ou não) em pensão, édo tipo Contribuição 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.17.1.1.1 Avaliação atuarialUma 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.As obrigações dos planos são calculadas usando uma taxa de desconto que é estabelecida com base na rentabilidade de títulos do governo do tipoNTN-B. Desta forma, caso a rentabilidade dos ativos dos planos sejam diferentes da rentabilidade da NTN-B, haverá um ganho ou perda atuarialaumentando ou diminuindo o déficit/superávit atuarial destes benefícios.As práticas de investimento dos planos se pautam pela busca e manutenção de ativos líquidos e dotados de rentabilidade necessária 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.A avaliação atuarial realizada na data-base 31 de dezembro de 2015 demonstrou que, nos Planos do tipo Benefício definido, o valor presente dasobrigações atuariais, 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:

2015 2014

Nota

Valorpresente

dasobrigações

do plano

Valor justodos ativos

do plano

Restriçõesde

reconhe-cimentodo ativo

Ativoreconhecido

Valorpresente

dasobrigações

do plano

Valor justodos ativos

do plano

Restriçõesde

reconhe-cimentodo ativo

Ativoreconhecido

Saldo inicial reconhecido (180.332) 296.353 (116.963) 717 (180.266) 284.873 (104.607) 1.638Custo do serviço corrente (86) (86) 116 116Custo dos juros 23 (21.415) 35.574 (14.204) (45) (20.767) 33.369 (12.356) 246Ganhos/(perdas) atuariais (10.394) (21.004) 31.353 (45) (2.238) 84 (2.154)Contribuições pagas pela Companhia 17 17 850 850Contribuições pagas pelos empregados 15 (15) (70) 70Benefícios pagos pelo plano 25.920 (25.920) 22.893 (22.893)Mudança na recuperação do superávit 21Saldo final reconhecido (186.292) 285.005 (99.814) 558 (180.332) 296.353 (116.963) 717

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 PlanoII, a Companhia registrou como ativo o valor presente de R$536 da redução de futuras contribuições, conforme autorizado pela PREVIC por meio daPortaria nº 664/2013.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 daReserva de Contingência for inferior a 25% do valor das Reservas Matemáticas do Plano. Neste caso, será revertido parcial ou totalmente o saldo daReserva Especial para recompor a Reserva de Contingência ao patamar de 25% das Reservas Matemáticas.Os vencimentos do plano de benefício, calculado na avaliação atuarial, considera o seguinte fluxo futuro de pagamentos de benefícios para os próximos10 anos:

Vencimento Plano I Plano IICirculante2016 11.249 5.648

11.249 5.648Não circulante2017 11.634 5.9482018 12.013 6.2542019 12.380 6.5682020 12.730 6.8862021 a 2025 68.124 39.289

116.881 64.945Total 128.130 70.593

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

Classe de ativo Mercado ativo 31/12/2015 31/12/2014Títulos 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%

Estes planos têm a seguinte composição de participantes:

2015 2014Plano I Plano II Plano I Plano II

Participantes ativos 1 568 1 621Participantes assistidos

Com benefícios diferidos 19 22Aposentados e pensionistas 699 222 703 219

699 241 703 241Total 700 809 704 862

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.

Análise de sensibilidade Valores Plano I Valores Plano IIPressupostos Centrais 108.570 83.753Taxa de descontoAumento na taxa de desconto em 0,5% (3.545) (2.548)Redução na taxa de desconto em 0,5% 3.786 2.751MortalidadeSe os membros do plano fossem um ano mais novo do que sua idade real 2.352 861

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

2015 2014Econômicas Plano I Plano II Plano I Plano IITaxa de desconto - nominal 12,75% a.a. 12,75% a.a. 12,25% a.a. 12,25% a.a.Crescimentos salariais futuros 7,82% 7,82% 6,34% 6,34%Crescimento dos planos de benefícios 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a.Inflação 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a.DemográficasTábua de mortalidade AT-2000 AT-2000 AT-2000 AT-2000Tábua de mortalidade de inválidos RP 2000 Disabled RP 2000 Disabled RP 2000 Disabled RP 2000 DisabledTábua de entrada em invalidez Muller Muller Muller Muller

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

Nota 2015 2014Custo do serviço

Custo do serviço corrente 160 (116)Custo dos juros 45 (246)Contribuições esperadas dos empregados (74)Mudança na recuperação do superávit (21)

Componentes de custos de benefícios definidos reconhecidos no resultado 131 (383)Remensuração do valor líquido do passivo de benefício definido

Retorno sobre ativos do plano (excluindo valores incluídos em despesa financeira líquida) 21.004 (84)(Ganhos) e perdas atuariais decorrentes de mudança em premissas demográficas (640)(Ganhos) e perdas atuariais decorrentes de ajuste de experiência 16.753 1.497(Ganhos) e perdas atuariais decorrentes de mudança em premissas financeiras (6.359) 1.381Ajustes a restrições ao ativo de benefício definido 20.5 (31.353)

Componentes de custos de benefícios definidos reconhecidosem Outros resultados abrangentes 45 2.154

Total 176 1.771

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 em31 de dezembro de 2014), registrados em contrapartida de Outros resultados abrangentes.17.1.2 Contribuição definidaA 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 até2% do salário mensal, e a empresa aporta 100% desse valor como contribuição normal. O participante também pode optar pela contribuição voluntária deaté 2% do salário mensal, sem aporte da patrocinadora.Para ambos os planos a adesão não é obrigatória e, caso haja interesse, o colaborador deve se manifestar. Adicionalmente estes planos não geramqualquer responsabilidade atuarial para a Companhia.Na qualidade de patrocinadora, a Companhia contribuiu no exercício com R$959 (R$862 em 2014).Em 31 de dezembro de 2015 esses planos têm a adesão de 375 colaboradores (328 em 31 de dezembro de 2014).

17.2 Auxílio incentivo à aposentadoria (AIA), Assistência médica, Seguro de vida e Outros benefícios a aposentados: Benefício Definido• Auxílio Incentivo à Aposentadoria - AIA: Benefício aos empregados admitidos até 31 de dezembro de 1981, pagável por ocasião da rescisão do contratode trabalho, independentemente do motivo de desligamento. O AIA garante um pagamento em forma de pecúlio, cujo valor foi calculado considerando,para cada empregado, a proporcionalidade do tempo de contribuição ao INSS até 31 de outubro de 1996, da remuneração e o benefício do INSS em 31de outubro de 1996; e• 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.17.2.1 Avaliação atuarialA avaliação atuarial realizada na data-base 31 de dezembro de 2015 demonstrou uma obrigação presente para estes Planos do tipo Benefício Definido.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 maior parte das obrigações dos benefícios consistem na concessão de benefícios vitalícios aos participantes. Por essa razão, aumentos na expectativade vida 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.A seguir demonstramos a movimentação do exercício no Balanço patrimonial:

2015 2014

NotaValor presente das

obrigações do plano(Passivo)

reconhecidoValor 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 23 (41.041) (41.041) (51.397) (51.397)Ganhos/(perdas) atuariais reconhecidos no PL (98.466) (98.466) 123.810 123.810Benefícios pagos pela Companhia 28.895 28.895 26.833 26.833Saldo final reconhecido (456.799) (456.799) (344.118) (344.118)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 deassistência médica apenas com a população de aposentados, uma vez que esse grupo apresenta um número significativo de pessoas.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$147.404em 31 de dezembro de 2014).As contribuições esperadas da Companhia para estes benefícios para o exercício de 2016 são de R$27.486.Os vencimentos do plano de benefício, calculado na avaliação atuarial, considera o seguinte fluxo futuro de pagamentos de benefícios para os próximos10 anos:

VencimentoAssistência médica

e Seguro de vida AIACirculante2016 26.504 982

26.504 982Não circulante2017 29.234 1432018 32.299 3062019 35.445 1682020 38.932 2372021 a 2025 256.858 400

392.768 1.254Total 419.272 2.236A despesa líquida com este benefício reconhecida no resultado e ganhos e perdas atuariais reconhecida em Outros resultados abrangentes emcontrapartida a rubrica de Benefícios pós-emprego, tem a seguinte composição:

2015 2014Custo do serviço

Custo do serviço corrente 2.069 2.739Custo dos juros 41.041 51.397

Componentes de custos de benefícios definidos reconhecidos no resultado 43.110 54.136Remensuração do valor líquido do passivo de benefício definido

(Ganhos) e perdas atuariais decorrentes de ajuste de experiência 89.656 (135.226)(Ganhos) e perdas atuariais decorrentes de mudança em premissas financeiras 8.810 11.416

Componentes de custos de benefícios definidos reconhecidos em outros resultados abrangentes 98.466 (123.810)Total 141.576 (69.674)O número de participantes considerados na avaliação atuarial estão resumidos abaixo:

2015 2014Auxílio

IncentivoAposentados

(AIA)Assistência

MédicaSegurode Vida

Outrosbenefícios a

aposentados

AuxílioIncentivo

Aposentados(AIA)

AssistênciaMédica

Segurode Vida

Outrosbenefícios a

aposentadosParticipantes ativos 39 412 561 42 464 486Participantes assistidos

Dependentes 1.381 1.337Aposentados e pensionistas 1.187 1.184 47 1.147 1.157 52

- 2.568 1.184 47 - 2.484 1.157 52Total 39 2.980 1.184 608 42 2.948 1.157 538A 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.

Análise de sensibilidadeAuxílio Incentivoà Aposentadoria

Assistência Médicae Odontológica

Benefícios aAposentados

Segurode Vida

Pressupostos Centrais 1.749 408.167 3.083 45.154Taxa 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 1.847MortalidadeSe os membros do plano fossem um ano mais novo o que sua idade real 12.698 63 737

As principais premissas utilizadas nesta avaliação atuarial foram as seguintes:

2015

Econômicas AIA Assistência Médica Seguro de VidaOutros benefícios

a aposentadosTaxa de desconto - nominal 12,75% a.a. 12,75% a.a. 12,75% a.a. 12,75% a.a.Crescimentos salariais futuros 7,82% n/a n/a 7,82%Crescimento dos planos

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

Inflação médicade longo prazo n/a

11,50% a.a. em 2015,reduzindo linearmente

para 7,00% a.a. até 2026 n/a n/aInflação 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a.Fator de envelhecimento n/a 3,00% a.a. n/a n/aDemográficasTábua de mortalidade RP 2000 Generational RP 2000 Generational RP 2000 Generational RP 2000 GenerationalTábua de mortalidade

de inválidos RP 2000 Disabled RP 2000 Disabled RP 2000 Disabled RP 2000 DisabledTábua de entrada em invalidez Wyatt 85 Class 1 Wyatt 85 Class 1 Wyatt 85 Class 1 Wyatt 85 Class 1

2014

Econômicas AIA Assistência Médica Seguro de VidaOutros benefícios

a aposentadosTaxa de desconto - nominal 12,25% a.a. 12,25% a.a. 12,25% a.a. 12,25% a.a.Crescimentos salariais futuros 6,34% n/a n/a 6,34%Crescimento dos planos

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

Inflação médicade longo prazo n/a

11,51% a.a. em 2015,reduzindo linearmente

para 6,55% a.a. até 2025 n/a n/aInflação 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a.Fator de envelhecimento n/a 3,00% a.a. n/a n/aDemográficasTábua de mortalidade RP 2000 Generational RP 2000 Generational RP 2000 Generational RP 2000 GenerationalTábua de mortalidade

de inválidos RP 2000 Disabled RP 2000 Disabled RP 2000 Disabled RP 2000 DisabledTábua de entrada em invalidez Wyatt 85 Class 1 Wyatt 85 Class 1 Wyatt 85 Class 1 Wyatt 85 Class 1

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

NotaSaldo em

31/12/2014 AdiçõesAtualização

MonetáriaPaga-

mentos

Ressar-cimentoCCRBT

Transfe-rências

Saldo em31/12/2015

Conta de desenvolvimentoenergético - CDE 18.1 e 21 3.557 584.114 (524.164) 63.507

Encargos tarifários (ECE/EAEEE) 6.2 28.643 (2) 28.641Pesquisa e desenvolvimento e

eficiência energética (P&D e PEE) 18.2 e 21 15.452 27.790 1.716 (23.885) 21.073Bandeiras tarifárias 7, 18.3 e 21 - 293.362 15.906 (298.150) 11.118Outros encargos 291 3.335 (3.366) 260Total 47.943 908.601 1.716 (535.511) (298.150) - 124.599Circulante 47.515 116.126Não circulante 428 8.473

47.943 124.59918.1 Conta de desenvolvimento energético - CDERefere-se aos valores a repassar à Eletrobrás, anuídos pela ANEEL, conforme demonstrado abaixo:

Montante total Valor cota mensal CompetênciaResolução Homologatória - ANEEL nº 1.857/2015

CDE - Encargos de uso 456.390 6.090 Janeiro e Fevereiro de 2015CDE - Encargos de uso 44.421 Março a Dezembro de 2015CDE - Energia 77.496 6.458 Março de 2015 a Fevereiro de 2016

Resolução Homologatória - ANEEL nº 1.863/2015CDE - Energia 694.540 12.628 Agosto de 2015 a Fevereiro de 2020

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 tarifasno período de 2 de março de 2015 a 6 de agosto de 2015 (Notas 4.1.2 e 7).18.2 Pesquisa e desenvolvimento - P&D e Programa de eficiência energética - PEEOs valores das obrigações a serem aplicados nos programas de P&D e PEE registrados pela Companhia, são apurados nos termos da legislação setorialdos contratos de concessão de energia elétrica. A Companhia tem a obrigação de aplicar 1% da Receita operacional líquida ajustada em conformidadecom os critérios definidos pela ANEEL, registrando mensalmente, por competência, o valor da obrigação. Esse passivo é atualizado mensalmente pelavariação da taxa SELIC até o mês de realização dos gastos e baixados conforme sua realização. Os programas de P&D são regulamentados por meiodas Resoluções Normativas ANEEL nº 316/08, aplicada até setembro de 2012, alterada pela Resolução Normativa nº 504/12, e os programas de PEE sãoregulamentados por meio das Resoluções nº 300/08, aplicada até maio de 2013, alterada pela Resolução Normativa nº 556/13. O saldo líquido em 31 dedezembro de 2015 no montante de R$21.073 (R$15.452 em 31 de dezembro de 2014), contempla a dedução dos gastos efetuados com os serviços emcurso referentes à esses programas.18.3 Bandeiras tarifáriasRefere-se aos valores a repassar à CCRBT, gerida pela CCEE (Nota 4.1.1). O saldo é composto pela diferença entre os valores faturados líquidos de ICMSe valores estimados não faturados, a título de Bandeiras tarifárias, deduzidos de parte dos sobrecustos de energia e encargos.

19 ProvisõesCirculante Não circulante

Nota 31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas 19.1 2.514 985 65.486 54.159Licenças ambientais 82 109 17Total 2.514 1.067 65.595 54.176As Provisões são reconhecidas no balanço em decorrência de um evento passado, quando é provável que um recurso econômico seja requerido parasaldar a obrigação e que possa ser estimada de maneira confiável. As provisões são registradas com base nas melhores estimativas do risco envolvido.19.1 Provisões cíveis, fiscais e trabalhistasA Companhia é parte em ações judiciais e processos administrativos perante diversos tribunais e órgãos governamentais, decorrentes do curso normaldas operações, envolvendo questões tributárias, trabalhistas, aspectos cíveis e outros assuntos.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 periodicamentecom o auxílio dos assessores jurídicos da Companhia.19.1.1 Risco de perda provávelA 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:

Passivo AtivoBaixas Depósito Judicial

Saldo em31/12/2014 Constituição Pagamentos Reversões

AtualizaçõesMonetárias

Saldo em31/12/2015 31/12/2015 31/12/2014

Trabalhistas 38.448 16.632 (5.721) (7.473) 4.728 46.614 17.698 16.224Cíveis 14.444 8.547 (8.648) (1.772) 5.033 17.604 5.482 7.254Fiscais 8 8 44Outros 2.244 3.480 (1.709) (954) 713 3.774Total 55.144 28.659 (16.078) (10.199) 10.474 68.000 23.180 23.522Circulante 985 2.514Não circulante 54.159 65.486 23.180 23.522Total 55.144 68.000 23.180 23.52219.1.1.1 TrabalhistasReferem-se a diversas ações que questionam, entre outros, pagamento de horas extras, adicionais de periculosidade e reintegração.19.1.1.2 CíveisReferem-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).





19.1.2 Risco de perda possívelExistem 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 AtivoDepósito Judicial

31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014Trabalhistas 48.858 46.846 3.654 4.316Cíveis 218.836 87.446 919 652Fiscais 160.321 155.229 1.247 559Outros 1.701Total 428.015 291.222 5.820 5.527Dentre as principais causas com risco de perda avaliadas como possível, destacamos as seguintes ações:19.1.2.1 TrabalhistasReferem-se a diversas ações que questionam, entre outros, pagamento de horas extras, adicionais de periculosidade e reintegração.19.1.2.2 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,em 27 de novembro de 2013, o STJ considerou o Juízo da 3ª Vara Federal Cível de Belo Horizonte como competente para julgar todas as demandascoletivas que 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 depagamento dos encargos pelo uso do sistema de transmissão, bem como a aplicação de eventuais penalidades pelo descumprimento do cronograma. Em26 de fevereiro de 2014 foi deferido em parte o pedido de antecipação de tutela, que gerou impactos às distribuidoras de energia. Em face da referidadecisão, a Companhia, por meio da ABRADEE, ajuizou o pedido de suspensão da decisão perante o STJ, que foi deferido. Atualmente aguarda-se decisãode recurso. O valor estimado em 31 de dezembro de 2015 é de R$22.941 (R$18.365 em 31 de dezembro de 2014).Adicionalmente, a SAESA propôs ação contra a ANEEL com pedido de liminar para não aplicação, durante o período de motorização da UHE SantoAntônio, do Mecanismo de Redução de Energia Assegurada - MRA. A liminar não foi concedida em primeira instância. Em sede de agravo, o TRF deferiuo pedido de antecipação de tutela formulado pela SAESA, conferindo efeito retroativo, que passou a ter eficácia desde o início de março de 2012. ACompanhia e a ANEEL protocolaram junto ao STJ, pedidos de Suspensão de Liminar que foi deferido suspendendo a mesma. Em 18 de março de 2015o recurso proposto pela SAESA foi rejeitado pela corte especial do STJ. Atualmente aguarda-se decisão de recurso. O valor estimado em 31 de dezembrode 2015 é de R$3.023 (R$2.420 em 31 de dezembro de 2014).• A Companhia acompanha ação judicial em que um agente do setor requer o reconhecimento pela ANEEL de causas excludentes de responsabilidadepor atrasos 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.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.19.1.2.3 Fiscais• A fiscalização do INSS lavrou notificações de cobrança da contribuição previdenciária versando sobre: (i) a desconsideração de autônomos e tambémde outras pessoas jurídicas, argumentando a existência de vínculo empregatício entre esses prestadores de serviços e a Companhia; e (ii) a sua incidênciasobre pagamentos realizados aos segurados empregados a título de PLR e bolsa de estudos. Essas notificações atualizadas até 31 de dezembro de 2015importam em R$7.711 (R$7.391 em 31 de dezembro de 2014) e atualmente aguardam decisão administrativa.• Diversas Prefeituras: A Companhia discute administrativa e judicialmente a cobrança de ISSQN supostamente incidente sobre os serviços relacionadosà atividade de fornecimento de energia elétrica. Inclui também a exigência do pagamento sobre o espaço ocupado pelo sistema de posteamento das redesde energia elétrica e iluminação pública. Esses processos atualizados até 31 de dezembro de 2015 totalizam o montante de R$17.606 (R$16.796 em 31de dezembro de 2014) e aguardam decisão em primeira instância.• 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$110.415em 31 de dezembro de 2014).19.1.3 Risco de perda remotaAdicionalmente, existem processos de naturezas trabalhistas, cíveis e fiscais em andamento, cuja perda foi estimada como remota. Para estas ações osaldo de depósitos judiciais em 31 de dezembro de 2015 é de R$3.931 (R$2.943 em 31 de dezembro de 2014).19.1.3.1 TrabalhistasNo 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 atabela de atualização monetária da Justiça do Trabalho (Tabela Única).Desta forma, o índice de correção desses débitos, que era a Taxa Referencial - TR, passa a ser o Índice de Preços ao Consumidor Amplo Especial -IPCA-E.O novo índice deve ser aplicado em todas as ações trabalhistas que envolvem entes públicos e privados que discutem dívidas posteriores a 30 de junhode 2009, que ainda não foram executadas ou houve o trânsito em julgado. Referida mudança resultaria em um aumento significativo na atualizaçãomonetária das provisões trabalhistas da Companhia. Em 14 de outubro de 2015, o Ministro do Supremo Tribunal Federal - STF deferiu liminar parasuspender os efeitos da decisão proferida pelo TST.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 2015é avaliada como risco de perda remota.

20 Patrimônio líquido20.1 Capital socialO 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 açõesordinárias, sem valor nominal, integralmente detidas pela EDP - Energias do Brasil.Foi aprovada em Assembleia Geral Extraordinária - AGE, realizada em 29 de dezembro de 2015, o aumento de capital da Companhia no valor deR$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 deR$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.As ações ordinárias são classificadas como Capital social e deduzidas de quaisquer custos atribuíveis à emissão de ações, quando aplicável.A Companhia não possui capital autorizado, conforme estatuto social.20.2 Destinação do lucroAs ações têm direito a dividendos mínimos de 25% do lucro líquido ajustado, na forma da lei, podendo a ele ser imputado o valor dos Juros Sobre CapitalPróprio - JSCP pagos ou creditados, individualmente aos acionistas, a título de remuneração do capital próprio, integrando o montante dos dividendos adistribuir pela Companhia, para todos os efeitos legais e nos termos da Lei nº 9.249/95, e regulamentação posterior.

31/12/2015Lucro líquido apurado no exercício 126.789Constituição da reserva legal - 5% (6.339)

120.450Destinação do lucro 120.450

Reserva de incentivo fiscal - SUDENE 2.080Dividendos intermediários - JSCP 44.643Lucros retidos a deliberar 73.727

20.3 DividendosA distribuição de dividendos e juros sobre capital próprio é reconhecida como um passivo nas demonstrações financeiras da Companhia ao final doexercício, com base em seu estatuto social. Qualquer valor acima do mínimo obrigatório somente é reconhecido na data em que são aprovados emAssembleia 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 20.4.2.Em 21 de dezembro de 2015, o Conselho de Administração da Companhia aprovou o crédito de JSCP do exercício de 2015 no montante bruto deR$44.643, sendo R$37.947 líquido de Imposto de renda, imputáveis aos dividendos a serem distribuídos pela Companhia na data de pagamento a serdeliberada.Segue abaixo a movimentação do saldo de dividendos no exercício:

Passivo 31/12/2014 JSCPAumento

de Capital 31/12/2015EDP - Energias do Brasil 42.053 37.947 (42.054) 37.946

42.053 37.947 (42.054) 37.94620.4 Reservas

Nota 31/12/2015 31/12/2014Reservas de capital 20.4.1

Juros de obras em andamento 65.687Ágio na incorporação de sociedade controladora 13.2.1.2 20.615 35.348

20.615 101.035Reservas de lucros

Legal 6.339 84.285Retenção de lucros 20.4.2 411.143 284.980Lucros retidos à deliberar 20.4.3 73.727 126.161Incentivos fiscais 20.4.4 17.636 15.556

508.845 510.98220.4.1 Reservas de capitalA Companhia aprovou o aumento de Capital no montante de R$206.757 conforme Assembleia Geral Extraordinária - AGE, realizada em 29 de dezembrode 2015, deste montante R$80.420 foi mediante a capitalização da Reserva de capital (Nota 20.1).20.4.2 Retenção de lucrosA 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 Investimentosda Companhia, previstos nos orçamentos de capital submetidos e aprovados nas Assembleias Gerais Ordinárias.Em 9 de abril de 2015, a AGO deliberou a constituição de reserva de retenção de lucros no montante de R$70.000 com a finalidade de investimentos,conforme orçamento de capital aprovado.Em 29 de dezembro de 2015 a Companhia revisou a destinação do lucro líquido do exercício de 2014 e respectiva distribuição de dividendos que haviamsido aprovadas na AGO, realizada em 09 de abril de 2015, mediante a reversão da parcela dos dividendos declarados que excedeu o mínimo obrigatóriono valor de R$56.161, para a rubrica de Reserva de retenção de lucros.20.4.3 Lucros retidos a deliberarRefere-se à parcela do lucro líquido do período excedente ao dividendo mínimo obrigatório deliberada em assembleia geral ou por outro órgão competente.É constituída conforme ICPC 08 (R1) e poderá ser destinada para pagamento de dividendos, retenção de lucros ou para aumento de capital.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 20.4.2).20.4.4 Incentivos fiscaisA Reserva de incentivos fiscais foi constituída por incentivos fiscais da Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste - SUDENE referente à reduçãoda alíquota de Imposto de Renda Pessoa Jurídica - IRPJ. O valor dessa subvenção governamental está sendo excluído da base de cálculo dos dividendos,de acordo com o artigo 195-A da Lei nº 6.404/76 alterada pela Lei nº 11.638/07 (Nota 24.1).20.5 Outros resultados abrangentesReferem-se à contabilização de passivos oriundos de Benefícios pós-emprego relativos a ganhos e perdas atuariais, conforme estabelecido pelaDeliberação CVM nº 695/12 e regras estabelecidas no CPC 33 (R1), deduzido do respectivo Imposto de renda e Contribuição social diferidos.A movimentação de Outros resultados abrangentes no exercício é a seguinte:

Saldo em31/12/2014 Ganhos Perdas

ProvisãoIRPJ/CSLL

Saldo em31/12/2015

Ganhos e perdas atuariais - Benefícios pós-emprego (225.494) 37.712 (136.223) (324.005)Imposto de renda e contribuição social diferidos 76.668 33.493 110.161

(148.826) 37.712 (136.223) 33.493 (213.844)

21 ReceitasO resultado é apurado em conformidade com o regime de competência. Os principais critérios de reconhecimento e mensuração, estão apresentados aseguir:(i) As receitas de operações com energia elétrica e de serviços prestados são reconhecidas no resultado em função da sua realização. Uma receita nãoé reconhecida se há uma incerteza significativa na sua realização. O faturamento de energia elétrica para todos os consumidores e concessionárias éefetuado mensalmente, de acordo com o calendário de leitura e contratos de fornecimento, respectivamente;(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;(iii) O reconhecimento da receita de construção está diretamente associado às adições ao ativo intangível em formação (Direito de concessão -Infraestrutura), não sendo incorporada margem nesta atividade de construção assim classificada conforme a aplicação da ICPC 01 (R1) - Contratos deConcessão. A formação da receita de construção resulta da alocação das horas trabalhadas pelas equipes técnicas, dos materiais utilizados, da mediçãoda prestação de serviços terceirizados e outros custos diretamente alocados. O registro contábil dessa receita é efetuado em contrapartida à Custo comconstrução da infraestrutura em igual montante (Nota 22);(iv) A receita de ativos financeiros setoriais é reconhecida mensalmente pela diferença entre os custos pertencentes a Parcela A efetivamente incorridosno resultado, daqueles reconhecidos na receita de operações com energia elétrica previstos na tarifa vigente pela ANEEL. Inclui os valores a cobrar dosconsumidores referente a incidência de PIS e COFINS, sobre esta receita; e(v) A receita de Subvenção é reconhecida quando da efetiva aplicação de descontos nas tarifas de unidades consumidoras beneficiadas por subsídiosgovernamentais (Nota 12.1) pela diferença entre a tarifa de referência da respectiva classe de consumo daquela efetivamente aplicada a consumidoresbeneficiários desses subsídios.

Nº de consumidores (*) MWh (*) R$Nota 2015 2014 2015 2014 2015 2014

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

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

Consumidores cativosResidencial 645.365 450.429Industrial 235.784 153.571Comercial 402.429 269.508Rural 121.659 76.994Poder público 70.923 47.478Iluminação pública 48.343 19.989Serviço público 35.094 19.588Consumidores livres 81 75 3.991.018 4.091.236 378.400 258.375

81 75 3.991.018 4.091.236 1.937.997 1.295.932Suprimento - Faturado 1 1 619.087 575.659 146.595 104.848Energia de curto prazo 177.630 58.085 (314)(-) Transferências 21.1

(-) Transferência para obrigações especiais AIC -Ultrapassagem Demanda (8.153) (9.150)

(-) Transferência para obrigações especiais AIC -Excedente de reativos (14.463) (11.755)

(22.616) (20.905)

Nº de consumidores (*) MWh (*) R$Nota 2015 2014 2015 2014 2015 2014

Não faturadoFornecimento 18.586 15.342Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição 18.652 13.577

37.238 28.919Receitas sobre ativos financeiros setoriais 7

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

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

(-) Deduções à receita operacionalTributos sobre a receita

ICMS (1.026.321) (645.480)PIS/COFINS (483.875) (298.175)ISS (229) (190)

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

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

- - - - (924.274) (74.891)Receita 1.476.441 1.426.141 11.268.409 10.991.529 2.945.118 2.428.845(*) Não revisado pelos auditores independentes.21.1 Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Energia Reativa ExcedenteA ANEEL, por meio da Resolução Normativa n° 463/11, determinou que os valores provenientes do faturamento de multas por Ultrapassagem deDemanda e consumo de Energia Reativa Excedente, a partir da revisão tarifária referente ao 3° ciclo de revisões tarifárias, no caso da Companhia, a partirde 07 de agosto de 2013, seriam contabilizados como obrigações especiais em curso, anteriormente registrado como Receita operacional. Por ocasião do4° ciclo de revisões tarifárias, 2016 no caso da Companhia, o valor acumulado nessa subconta, até a data do laudo de avaliação dos ativos, deverá sertransferido para a situação de em serviço em Obrigações especiais, quando então, receberá o tratamento usual da contrapartida da depreciação dosrespectivos ativos alocados como investimentos originários dessas Obrigações especiais.Não obstante a essa determinação, a Companhia, por meio da ABRADEE, contestou judicialmente o tratamento dessas receitas.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 6ªVara da 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 Inerentesao Serviço 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).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,a ANEEL interpôs agravo regimental, ainda pendente de julgamento.Em primeira instância, foi proferido despacho em 21 de janeiro de 2015 suspendendo os autos até julgamento do agravo interposto pela ANEEL.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.

22 Gastos operacionaisOs gastos operacionais são reconhecidos e mensurados: (i) em conformidade com o regime de competência, apresentados líquidos dos respectivoscréditos de PIS e COFINS; (ii) com base na associação direta da receita; e (iii) quando não resultarem em benefícios econômicos futuros.A Companhia apresenta os gastos operacionais por função na Demonstração de resultados, conforme requerido no artigo 187 da Lei nº 6.404/76. Éapresentado a seguir o detalhamento por natureza do gasto, conforme requerido pelo CPC 26.

2015 2014Custo do serviço Despesas operacionais

Nota

Comenergiaelétrica

Deoperação

Prestadoa terceiros

Comvendas

Gerais eadminis-

trativas Outras Total TotalNão gerenciáveis

Energia elétrica comprada para revendaMoeda estrangeira - Itaipu 14.1 400.833 400.833 178.691Moeda nacional 1.566.016 1.566.016 1.873.800Ressarcimento CDE/CCEE/CONER (23.888) (23.888) (669.906)

Encargos de uso da rede elétrica 137.738 137.738 120.755Taxa de fiscalização - 3.480

2.080.699 - - - - - 2.080.699 1.506.820Gerenciáveis

Pessoal, Administradores e Entidade de previdênciaprivada (i) 92.161 199 40.715 133.075 128.219

Material 5.495 357 4.227 10.079 11.742Serviços de terceiros 105.964 1.127 40.968 148.059 138.281Depreciação 1 1 -Amortização 88.174 2.163 90.337 91.556PCLD/perdas líquidas 36.254 36.254 11.490Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas 19.1.1 18.460 18.460 13.340Aluguéis e arrendamentos 903 853 1.756 1.740Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens 18.937 18.937 21.931Valor justo do ativo financeiro indenizável 13.1 (49.781) (49.781) (8.444)Custo com construção da infraestrutura 21 155.758 155.758 155.866Outras 19.373 5 4.225 96 23.699 13.113

- 312.071 157.446 36.254 93.151 (12.288) 586.634 578.834Total 2.080.699 312.071 157.446 36.254 93.151 (12.288) 2.667.333 2.085.654(i) Em atendimento às melhores práticas do mercado, conforme o Índice de Sustentabilidade Empresarial - ISE da BM&FBovespa, informamos oinvestimento em treinamento da Companhia que é dividido em: desenvolvimento de lideranças; desenvolvimento de projetos corporativos; treinamentos eseminários técnicos e comportamentais; bolsas de estudo; e desenvolvimento de idiomas. Do valor total de R$133.075 da rubrica de Pessoal,Administradores e Entidade de previdência privada, R$100 (R$856 em 31 de dezembro de 2014) referem-se a treinamentos.

23 Resultado financeiroNota 2015 2014

Receitas financeirasRenda de aplicações financeiras e cauções 9.840 13.547Variação monetária e acréscimo moratório da energia vendida 62.346 36.600Atualização monetária depósitos judiciais 5.627 3.970Atualização sobre os ativos/passivos financeiros setoriais 7 20.772 1.582Variações monetárias moeda estrangeira 1.504Juros e multa sobre impostos 8 986 16.293Ajustes a valor presente 6.1 599(-) PIS/COFINS sobre Receitas financeiras (1.888)Outras receitas financeiras 6.677 6.169

104.360 80.264Despesas financeiras

Variação monetária e acréscimo moratório da energia comprada 23.1 (16.872) (6.576)Juros e multa sobre impostos 8 (4.473) (2.216)Encargos de dívidas (97.307) (79.084)Variações monetárias moeda nacional (10.672) (39)Operações de swap e hedge (2.986)Provisões e atualizações monetárias cíveis, fiscais, trabalhistas e outros 19.1.1 (10.474) (6.697)Variação monetária - Energia Livre 14.2 (5.087) (3.771)Ajustes a valor presente 6.1 (676)Benefícios pós-emprego 17.1.1 e 17.2 (41.330) (51.691)(-) Juros capitalizados 13.2.2 603 5.380Outras despesas financeiras (29.404) (12.921)

(215.692) (160.601)Total (111.332) (80.337)23.1 Variação monetária e acréscimo moratório da energia compradaA variação apresentada na rubrica é proveniente, substancialmente, da variação cambial pela compra de energia de Itaipu que é comercializada em Dólar.No ano de 2015 o Dólar apresentou a cotação média de R$3,34, enquanto que no exercício de 2014, esta cotação média era de R$2,35.

24 Imposto de renda e contribuição socialO 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 combase nos resultados tributáveis (lucro ajustado), por meio da aplicação da alíquota de 9%. Ambos consideram a compensação de prejuízos fiscais e basenegativa de contribuição social, limitada a 30% do lucro real, quando aplicável.As despesas com Imposto de renda e contribuição social compreendem os impostos correntes e diferidos, sendo reconhecidos no resultado excetoaqueles que estejam relacionados a itens diretamente reconhecidos no Patrimônio líquido.

Nota 2015 2014Lucro antes do IRPJ e CSLL 166.453 262.854Alíquota 34% 34%IRPJ e CSLL (56.594) (89.370)Ajustes para refletir a alíquota efetiva

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

OutrosIRPJ e CSLL diferidos não reconhecidos (271) (390)Ajustes na DIPJ referente exercício social anterior 408 4.534SUDENE 24.1 2.080 4.282Outras 446 266

Despesa de IRPJ e CSLL (39.664) (81.279)Alíquota efetiva 23,83% 30,92%24.1 SUDENEEm 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 áreade atuação 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 de2007 do Ministério da Integração Nacional, órgão que regulamenta o benefício, o valor do imposto de renda que deixou de ser pago não poderá serdistribuído aos sócios ou acionistas, tendo sido transferido para a rubrica de incentivos fiscais na reserva de lucro, o qual somente poderá ser utilizadopara absorção de prejuízo ou aumento de capital social.Os incentivos fiscais mencionados acima estão registrados nas demonstrações financeiras da Companhia conforme requerido pelo CPC 07 (R1)Subvenção e Assistência Governamentais.

25 Resultado por açãoO resultado básico por ação da Companhia para os períodos apresentados é calculado pela divisão do resultado atribuível aos titulares de açõesordinárias da Companhia pelo número médio ponderado de ações ordinárias em poder dos acionistas.No exercício de 2015, a Companhia não operou com instrumentos financeiros passivos conversíveis em ações próprias ou transações que gerassem efeitodiluível ou antidiluível sobre o resultado por ação do período. Dessa forma, o resultado “básico” por ação que foi apurado para o exercício é igual aoresultado “diluído” por ação segundo os requerimentos do CPC 41. O cálculo do resultado “básico e diluído” por ação é demonstrado na tabela a seguir:

2015 2014Resultado líquido do exercício atribuível aos acionistas 126.789 181.575Média ponderada do número de ações ordinárias em poder dos acionistas controladores (mil) 5.876 5.876Resultado básico/diluído por ação (reais/ações) 21,57739 30,90106

26 Instrumentos financeiros e Gestão de riscosA 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 éfeita por meio de uma análise periódica da exposição aos riscos financeiros (câmbio, taxa de juros e etc.), a qual é reportada regularmente por meio derelatórios de risco disponibilizados à Administração.Em atendimento à Política de Gestão de Riscos Financeiros do Grupo EDP - Energias do Brasil, e com base nas análises periódicas consubstanciadasnos relatórios 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.A administração dos riscos associados a estas operações é realizada por meio da aplicação de políticas e estratégias definidas pela Administração eincluem o monitoramento dos níveis de exposição de cada risco de mercado, previsão de fluxos de caixa futuros e estabelecimento de limites deexposição. Essa política determina também que a atualização das informações em sistemas operacionais, assim como a confirmação e operacionalizaçãodas transações junto às contrapartes, sejam feitas com a devida segregação de funções.26.1 Instrumentos financeirosInstrumentos financeiros são definidos como qualquer contrato que dê origem a um ativo financeiro para a entidade e a um passivo financeiro ouinstrumento patrimonial para outra entidade.Estes instrumentos financeiros são reconhecidos imediatamente na data de negociação, ou seja, na concretização do surgimento da obrigação ou dodireito e são inicialmente registrados pelo valor justo acrescido ou deduzido de quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis.Instrumentos financeiros são baixados desde que os direitos contratuais aos fluxos de caixa expirem, ou seja, a certeza do término do direito ou daobrigação de recebimento, da entrega de caixa, ou título patrimonial. Para essa situação a Administração, com base em informações consistentes, efetuaregistro contábil para liquidação.A baixa pode acontecer em função de cancelamento, pagamento, recebimento ou quando os títulos expirarem.




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26.1.1 Classificação dos instrumentos financeirosPosteriormente ao reconhecimento inicial, são mensurados conforme descrito abaixo:• Instrumentos mantidos até o vencimentoSe 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.• Instrumentos financeiros ao valor justo por meio do resultadoUm instrumento é classificado pelo valor justo por meio do resultado se for mantido para negociação, ou seja, designado como tal quando doreconhecimento inicial, e se a Companhia gerencia os investimentos e toma as decisões de compra e venda com base em seu valor justo de acordo coma estratégia de investimento e gerenciamento de risco documentado pela Companhia. Após reconhecimento inicial, custos de transação atribuíveis sãoreconhecidos nos resultados quando incorridos.• Empréstimos e recebíveisSão designados para essa categoria somente os ativos não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis que não estão cotados em um mercadoativo, reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custo de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, os empréstimos erecebíveis são medidos pelo método do custo amortizado por meio do método dos juros efetivos, decrescidos de qualquer perda por redução ao valorrecuperável.• Instrumentos disponíveis para vendaSão designados nesta categoria os ativos financeiros não derivativos que são designados como disponíveis para venda ou que não são classificados emnenhuma das categorias anteriores.• Outros ao custo amortizadoSão 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.

31/12/2015 31/12/2014 31/12/2015 31/12/2014Nota Níveis Valor justo Valor contábil

Ativos financeirosValor justo por meio do resultado

Caixa e equivalentes de caixa 5Aplicações financeiras - renda fixa Nível 2 72.858 143.249 72.858 143.249

Disponível para vendaAtivo financeiro indenizável 13.1 Nível 3 709.485 594.212 709.485 594.212Ativos financeiros setoriais 7 Nível 2 263.968 250.027 263.968 250.027

Ativos mantidos até o vencimentoCauções e depósitos vinculados 11 186 1.694 186 1.694

Empréstimos e recebíveisCaixa e equivalentes de caixa 5

Bancos conta movimento 155.987 86.791 155.987 86.791Consumidores e concessionárias 6 700.099 484.190 700.099 484.190Outros créditos - Partes relacionadas 12 98 36 98 36

1.902.681 1.560.199 1.902.681 1.560.199Passivos financeirosOutros ao custo amortizado

Fornecedores 14 424.494 386.292 424.494 386.292Debêntures 15 193.630 183.884 185.470 183.884Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas 16

Moeda nacional 634.385 673.769 639.251 682.626Outras contas a pagar - Partes relacionadas 12 229 247 229 247

1.252.738 1.244.192 1.249.444 1.253.049

26.1.2 Valor justoValor 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.Algumas operações com instrumentos financeiros da Companhia apresentam saldo contábil equivalente ao valor justo em função desses valorespossuírem características substancialmente similares aos que seriam obtidos se fossem negociados no mercado. No caso dos Empréstimos,financiamentos e encargos de dívidas, de acordo com o CPC 12, não é aplicável a técnica de ajuste a valor presente a contratos com o BNDES decorrentedestes contratos possuírem características próprias.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 outrataxa for indicada na descrição das premissas para o cálculo do valor justo. Este procedimento pode resultar em um valor contábil diferente do seu valorjusto. Essas diferenças ocorrem principalmente em virtude desses instrumentos apresentarem prazos de liquidação longos e custos diferenciados emrelação às taxas de juros praticadas atualmente para contratos similares.As informações adicionais sobre as premissas utilizadas na apuração dos valores justos são divulgadas a seguir levando em consideração seus prazos erelevância de cada instrumento financeiro:(i) Debêntures, Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas: são mensurados por meio de modelo de precificação aplicado individualmente paracada transação levando em consideração os fluxos futuros de pagamento, com base nas condições contratuais, descontados a valor presente por taxasobtidas por meio das curvas de 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 pelo fator de desconto.26.1.3 Mensuração a valor justo de instrumentos financeirosA hierarquização dos instrumentos financeiros por meio do valor justo regula a necessidade de informações mais consistentes e atualizadas com ocontexto externo à Companhia. São exigidos como forma de mensuração para o valor justo dos instrumentos da Companhia:(a) Nível 1 - preços negociados em mercados ativos para ativos ou passivos idênticos;(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(c) Nível 3 - para o ativo ou passivo que são baseados em variáveis não observáveis no mercado. São geralmente obtidas internamente ou em outrasfontes não consideradas de mercado.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. Os critériospara comparabilidade foram estruturados levando em consideração prazos, valores, carência, indexadores e mercados atuantes. Quanto mais simples e fácil oacesso à informação comparativa mais ativo é o mercado, quanto mais restrita a informação, mais restrito é o mercado para mensuração do instrumento. Nãohouve alteração nas classificações dos níveis de Instrumentos financeiros no exercício.26.2 Gestão de riscosA 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 emsuas operações no mundo. Cabe ao Comitê de Risco, garantir a governança do processo e atuar como elo entre a alta direção e a operação rotineira. Suafunção é gerenciar e supervisionar todos os fatores de risco que possam provocar impactos nas atividades e nos resultados da Companhia, além depropor metodologias e melhorias ao sistema de gestão.26.2.1 Risco de mercadoO risco de mercado é apresentado como a possibilidade de perdas monetárias em função das oscilações de variáveis que tenham impacto em preços etaxas negociadas no mercado. Essas flutuações geram impacto a praticamente todos os setores e, portanto representam fatores de riscos financeiros.Os Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas e Debêntures captados pela Companhia apresentados nas notas 15 e 16, possuem comocontraparte o agente fiduciário Pentágono S.A., a Eletrobrás e os bancos BNDES, Banco do Brasil e Citibank. As regras contratuais para os passivosfinanceiros adquiridos pela Companhia criam fundamentalmente riscos atrelados a essas exposições. Em 31 de dezembro de 2015 a Companhia possuirisco de mercado associado à TJLP, CDI e IPCA.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.A Companhia não possui exposições à variação cambial e juros atreladas a dívidas em moeda estrangeira.Considerando que a taxa de mercado (ou custo de oportunidade do capital) é definida por agentes externos, levando em conta o prêmio de riscocompatível com as atividades do setor e que, na impossibilidade de buscar outras alternativas ou diferentes hipóteses de mercado e/ou metodologias parasuas estimativas, face aos negócios da empresa e às peculiaridades setoriais, o valor de mercado de Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidae Debêntures diferem do seu valor contábil.26.2.1.1 Análise de sensibilidadeEm 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.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 oimpacto nos resultados da Companhia em função da variação de cada risco destacado.No quadro a seguir foram considerados cenários dos indexadores utilizados pela Companhia, com as exposições aplicáveis de flutuação de taxas de jurose outros indexadores até as datas de vencimento dessas transações, com o cenário I (provável) o adotado pela Companhia, baseado fundamentalmenteem premissas macroeconômicas obtidas do relatório Focus do Banco Central, os cenários II e III com 25% e 50% de aumento do risco, respectivamente,e os cenários IV e V com 25% e 50% de redução, respectivamente.

Aging cenário provável Cenário (I) Cenário (II) Cenário (III) Cenário (IV) Cenário (V)

Operação RiscoAté

1 ano2 a

5 anosAcima de

5 anos Provável

Aumentodo riscoem 25%

Aumentodo riscoem 50%

Reduçãodo riscoem 25%

Reduçãodo riscoem 50%

Aplicação financeira - CDB CDI 12.019 12.019 3.005 6.009 (3.005) (6.009)Aplicação financeira - Debêntures CDI 9.500 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) (107.410) (23.331) (46.284) 23.743 47.919Empréstimos e financiamentos - CCB CDI (34.355) (41.818) (76.173) (16.262) (32.111) 16.702 33.871Instrumentos 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 71.031Empréstimos e financiamentos -

BNDES e CALC TJLP (7.316) (13.157) (912) (21.385) (2.236) (6.117) 2.236 6.117Instrumentos financeiros passivos TJLP (7.316) (13.157) (912) (21.385) (2.236) (6.117) 2.236 6.117Empréstimos e financiamentos -

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

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.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..26.2.2 Risco de liquidezO risco de liquidez evidencia a capacidade da Companhia em liquidar as obrigações assumidas. Para determinar a capacidade financeira da Companhia em cumpriradequadamente os compromissos assumidos, os fluxos de vencimentos dos recursos captados e de outras obrigações fazem parte das divulgações. Informações commaior detalhamento sobre as debêntures e empréstimos captados pela Companhia são apresentados nas notas 15 e 16.A Administração da Companhia somente utiliza linhas de créditos que possibilitem sua alavancagem operacional. Essa premissa é afirmada quandoobservamos as características das captações efetivadas.Os ativos financeiros mais expressivos da Companhia são demonstrados nas rubricas Caixa e equivalentes de caixa (Nota 5), Consumidores econcessionárias (Nota 6), Ativo financeiro indenizável (Nota 13.1) e Ativos financeiros setoriais (Nota 7). A Companhia, em 31 de dezembro de 2015, temem Caixa um montante cuja disponibilidade é imediata e Equivalentes de caixa que são aplicações financeiras de liquidez imediata que são prontamenteconversíveis em um montante conhecido de caixa. Para Consumidores e concessionárias, os saldos compreendem um fluxo estimado para osrecebimentos. Para Ativo financeiro indenizável, o saldo apresentado corresponde ao valor a receber do Poder Concedente ao final da concessão e estámensurado pelo valor novo de reposição. Os Ativos financeiros setoriais serão homologados pelo Poder Concedente e recebidos por meio da tarifa nospróximos reajustes ou revisões tarifárias.Os riscos de liquidez atribuídos às rubricas de Empréstimos, financiamentos e Debêntures referem-se a Juros futuros e, consequentemente,não contabilizados, encontram-se demonstrados na nota 28.1.

A matriz energética brasileira é predominantemente hídrica e um período prolongado de escassez de chuva reduz o volume de água nos reservatóriosdas usinas hidrelétricas, ocasionando, além de um risco de racionamento de energia, um aumento no custo de aquisição de energia no mercado de curtoprazo e na elevação nos valores de encargos de sistema elétrico em decorrência do aumento do despacho das usinas termoelétricas, gerando maiornecessidade de caixa e consequentemente de aumentos tarifários futuros para a recomposição do equilíbrio econômico-financeiro do Contrato deConcessão.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 dedezembro de 2015, incluindo principal e juros, considerando a data mais próxima em que a Companhia espera liquidar as respectivas obrigações.

31/12/2015 31/12/2014

Até 1 mêsDe 1 a 3

mesesDe 3 meses

a 1 anoDe 1 a5 anos

Mais de5 anos Total Total

Passivos FinanceirosFornecedores 330.144 94.262 88 424.494 386.292Outras contas a pagar - Partes relacionadas 229 229 247Debêntures 9.102 176.368 185.470 183.884Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas 123.129 425.626 90.496 639.251 682.626

330.144 94.262 132.319 602.223 90.496 1.249.444 1.253.04926.2.2.1 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.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 vencimentoantecipado de uma obrigação com fluxo e periodicidade definidos. A relação dos covenants por contrato aparecem descritos individualmente nas notas 15e 16. Até 31 de dezembro de 2015 todos os covenants das obrigações contratadas foram atendidos em sua plenitude.Além do controle de covenants atrelado ao risco de liquidez, existem garantias contratadas (Nota 28.2) para as rubricas de Empréstimos, financiamentose Debêntures. 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, asgarantias estão vinculadas, em sua maioria, aos recebíveis da Companhia, passiveis de alteração decorrente de eventuais perdas de crédito nestesrecebíveis.26.2.3 Risco de créditoO risco de crédito compreende a possibilidade da Companhia não realizar seus direitos. Essa descrição está diretamente relacionada às rubricas de Caixae equivalentes de caixa, Consumidores e concessionárias, Cauções e depósitos vinculados, entre outras.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.O atendimento e aceite ao novo consumidor cativo dentro da área de atuação da concessionária que presta o serviço na região é regra integrante docontrato de concessão.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.As regras para composição da provisão para créditos de liquidação duvidosa atendem à fundamentação disposta pelo regulador e premissas aprovadaspela Administração da Companhia.A pulverização da venda de energia elétrica a essa base consumidora atribui menor volatilidade aos recebimentos da Companhia, pode-se levar em facea composição de 11,32% de estimativas de não realização dos créditos conforme nota 6.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.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.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.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 menossujeita a perdas.A Administração entende que as operações de aplicações financeiras contratadas não expõem a Companhia a riscos significativos que futuramentepossam gerar prejuízos materiais.

27 Transações não envolvendo caixaEm 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.No exercício a Companhia realizou as seguintes transações: (i) constituição de dividendos no valor de R$37.947; (ii) capitalização de juros de empréstimose financiamentos 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.Todas estas atividades não envolveram movimentação de caixa e, portanto, não estão refletidas na demonstração do fluxo de caixa.

28 Compromissos contratuais e Garantias28.1 Compromissos contratuaisEm 31 de dezembro de 2015 a Companhia apresenta os compromissos contratuais, não reconhecidos nas demonstrações financeiras, e estãoapresentados por maturidade de vencimento.Os compromissos contratuais referidos no quadro abaixo refletem essencialmente acordos e compromissos necessários para o decurso normal daatividade operacional da Companhia, inclusive aqueles compromissos contratuais que ultrapassam a data final da concessão, atualizados com asrespectivas taxas projetadas e ajustados ao valor presente pela taxa que corresponde o custo médio de capital (WACC) do Grupo EDP.

31/12/2015 31/12/2014

2016 2017 a 2018 2019 a 2020A partirde 2021 Total geral Total geral

Responsabilidades com locações operacionais 1.454 713 2.167 2.865Obrigações de compra

Compra de energia 1.506.023 2.863.468 2.683.009 10.935.765 17.988.265 15.076.519Encargos de conexão e transporte de energia 137.192 357.603 367.526 1.183.789 2.046.110 1.082.492Materiais e serviços 412.012 370.239 255.947 236 1.038.434 521.782

Juros vincendos de empréstimos, financiamentose debêntures 86.430 114.656 33.302 5.544 239.932 160.001

2.143.111 3.706.679 3.339.784 12.125.334 21.314.908 16.843.659Os 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 valorpresente.

31/12/2015 31/12/2014

2016 2017 a 2018 2019 a 2020A partirde 2021 Total geral Total geral

Responsabilidades com locações operacionais 1.224 625 1.849 2.699Obrigações de compra

Compra de energia 1.334.589 2.744.550 2.913.982 19.626.241 26.619.362 28.268.409Encargos de conexão e transporte de energia 129.916 363.531 413.555 1.654.220 2.561.222 1.594.019Materiais e serviços 346.835 324.294 241.132 241 912.502 499.185

Juros vincendos de empréstimos, financiamentose debêntures 88.375 136.662 45.198 8.933 279.168 176.987

1.900.939 3.569.662 3.613.867 21.289.635 30.374.103 30.541.29928.2 GarantiasTipo de garantia Modalidade 31/12/2015 31/12/2014Aval de acionista Seguro de vida 106.406 101.470Depósito caucionado Compra de energia 186 1.693

Fiança bancáriaAções judiciais 149.563 151.291Compra de energia 272 347

Fiança corporativa Empréstimos e financiamentos 295.368 68.572

RecebíveisCompra de energia 84.413 112.125Empréstimos e financiamentos 38.795 48.978Outros 12.884 12.844

Notas promissórias Empréstimos e financiamentos 344.596 255.335Seguro garantia Ações judiciais 300 68

1.032.783 752.723

29 Cobertura de SegurosA Companhia mantém apólices de seguros com coberturas determinadas por orientação de especialistas e regidas por norma de contratação emanutenção de seguros aprovado pela Diretoria do Grupo EDP – Energias do Brasil. A contratação de seguros leva em consideração a natureza e o graude risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas sobre seus ativos e responsabilidades.As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo da revisão das demonstrações financeiras e, consequentemente, nãoforam analisadas pelos auditores independentes.Os principais valores em risco com coberturas de seguros são:

31/12/2015 31/12/2014Valor em

riscoLimite máximode indenização

Valor emrisco

Limite máximode indenização

Subestações 416.703 24.000 396.835 24.000Almoxarifados 21.595

53.57421.595

25.600Prédios e conteúdos (próprios) 20.912 25.600Prédios e conteúdos (terceiros) 11.066 6.378Transportes (materiais) 2.500 2.500Transportes (veículos) 1.600 1.600 1.600 1.600Acidentes 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.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(iii) Responsabilidade civil de administradores e diretores, com cobertura de até R$77.565.

30 Eventos subsequentes30.1 Captação de recursos - Banco VotorantimEm 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 ao Banco Votorantim, em conformidade com a Instrução CVM nº 476/09, pelo prazo de 48 meses, com custode CDI acrescido de 2,30% a.a., amortização semestral a partir do 24º mês e juros semestrais a partir da emissão. O crédito referente a esta emissãoocorreu no dia 05 de fevereiro de 2016.30.2 Provisões CíveisEm 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 um Provisões Possíveis - Cíveis no valor de R$118.881 (Nota19.1.2.2) passou a ser considerada como perda remota.

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Aos Administradores e AcionistasEspírito Santo Centrais Elétricas S.A.

Examinamos as demonstrações financeiras da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. (a “Companhia”) que compreendem o balanço patrimonial em 31 dedezembro de 2015 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para oexercício findo nessa data, assim como o resumo das principais políticas contábeis e as demais notas explicativas.Responsabilidade da administração sobre as demonstrações financeirasA administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação dessas demonstrações financeiras de acordo com as práticascontábeis adotadas no Brasil e as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB), e peloscontroles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações financeiras livres de distorção relevante,independentemente se causada por fraude ou por erro.Responsabilidade dos auditores independentesNossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com asnormas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelo auditor e que a auditoria seja planejada eexecutada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações financeiras estão livres de distorção relevante.Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e das divulgações apresentados nasdemonstrações financeiras. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nasdemonstrações financeiras, independentemente se causada por fraude ou por erro.Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações financeirasda Companhia para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para expressar uma opinião sobre a eficáciadesses controles internos da Companhia. Uma auditoria inclui também a avaliação da adequação das políticas contábeis utilizadas e a razoabilidade dasestimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião.OpiniãoEm nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial efinanceira da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. em 31 de dezembro de 2015, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercíciofindo nessa data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo InternationalAccounting Standards Board (IASB).Outros assuntosInformação suplementar - Demonstração do Valor AdicionadoExaminamos, também, a Demonstração do Valor Adicionado (DVA) referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2015, preparada sob a responsabilidadeda administração da Companhia e apresentada como informação suplementar, uma vez que as IFRS não requerem a apresentação da DVA. Essademonstração foi submetida aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, está adequadamente apresentada, emtodos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

São Paulo, 1º de março de 2016

PricewaterhouseCoopers

Auditores Independentes Valdir Renato Coscodai

CRC 2SP000160/O-5 “S” ES Contador CRC 1SP165875/O-6 “S” ES

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira SetasPresidente

Michel Nunes ItkesVice-Presidente

Luiz Otavio Assis HenriquesConselheiro

Agostinho Gonçalves BarreiraConselheiro

Carlos Emanuel Baptista AndradeConselheiro

Henrique Manuel Marques Faria Lima FreireConselheiro

Edson Wilson Bernardes FrançaConselheiro

Carlos Eduardo BicharaConselheiro

DIRETORIA

Michel Nunes ItkesDiretor-Presidente

José Roberto PasconDiretor de Sustentabilidade

Agostinho Gonçalves BarreiraDiretor Técnico e de Ambiente e Comercial

Donato da Silva FilhoDiretor de Gestão de Ativos

e Administrativo e de Regulação

Maytê Souza Dantas de AlbuquerqueDiretora Financeira e de Relações

com Investidores

Elisa Saeko Ishizaka TurciGestora Executiva de Consolidação e Contabilidade

Renan Silva SobralContador - CRC 1SP271964/O-6 “S” ES

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