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1 Caiuá Distribuição de Energia S/A

Caiuá Distribuição de Energia S/A | Resultados de 2015

Caiuá Distribuição de Energia S/A

Relatório da Administração e Demonstrações Financeiras de 2015

Resultados de 2015


Relatório da Administração A Administração da Caiuá Distribuição de Energia S/A (“Caiuá” ou “Companhia”) apresenta os fatos e eventos marcantes do exercício de 2015, acompanhados das Demonstrações Financeiras correspondentes, preparadas de acordo com os Padrões Internacionais de Demonstrações Financeiras (International Financial Reporting Standards – IFRS). Essas demonstrações foram revisadas e aprovadas pela Diretoria em 17 de março de 2016. 1 Considerações gerais A Caiuá é uma distribuidora de energia elétrica que atende a 239,9 mil clientes e uma população de aproximadamente 550 mil de habitantes em 24 municípios do Estado de São Paulo, em uma área de 9.149 Km2. A Caiuá também obteve a terceira colocação no Prêmio Eloy Chaves entre as distribuidoras que possuem de 501 a 2.000 colaboradores em sua força de trabalho, por se destacar em índices de segurança e prevenção de acidentes de trabalho. A Medalha Eloy Chaves foi criada em 1980, com o objetivo de premiar as empresas de energia elétrica de todo o Brasil destacadas pela prevenção de acidentes de trabalho. 2 Investimentos Com foco em projetos que visam ao aprimoramento da qualidade dos serviços prestados e satisfação dos seus clientes, a Caiuá investiu ao longo dos últimos cinco anos R$ 131,0 milhões, dos quais R$ 54,1 milhões em 2015, o que representa um aumento de 87,2% em relação aos valores investidos no ano anterior, fruto do cumprimento do Plano de Recuperação e Correção de Falhas e Transgressões estabelecido em 2014, quando a Caiuá foi adquirida pelo Grupo Energisa.

Entre as realizações em 2015, destacam-se: i) Construção da subestação e linha de distribuição de 138 kV Alvares Machado II, com potência instalada de 30 MVA, que beneficiará diretamente aproximadamente 25 mil consumidores da Companhia, trazendo mais qualidade e continuidade no fornecimento de energia na região de Álvares Machado e Presidente Prudente; ii) Aquisição de transformador de força da subestação P4, de 138 / 11,4 kV – 25/30 MVA, em substituição ao equipamento existente, aumentando em 10% a potência instalada da subestação, trazendo maior disponibilidade para o atendimento ao mercado consumidor da região; iii) Aquisição de transformador de força da subestação Lucélia, de 69 / 13,8 kV – 10/12,5 MVA, aumentando em 133% a potência instalada da subestação, trazendo maior disponibilidade de atendimento ao mercado consumidor da região; iv) Instalação de banco de capacitor automático nas subestações de 11,4 kV e 13,8 kV, reduzindo perdas de energia e melhorando o nível de tensão do sistema elétrico da empresa; v) Modernização das instalações de 15 subestações, com reflexos diretos na melhoria dos indicadores de continuidade (DEC/FEC); vi) Instalação e automação de 26 religadores de linha MT, minimizando o tempo no restabelecimento do sistema e o impacto da interrupção no fornecimento de energia elétrica;

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vii) Centralização do Centro de Operação, unificando o despacho técnico e comercial, trazendo melhoria nos procedimentos para as atividades das equipes de campo (eletricistas) e aparelhamento das equipes, que proporcionará melhor desempenho na execução das atividades e adequação do sistema de despacho; viii) Reformas de transformadores de força, visando aumento na disponibilidade de equipamentos reservas, essenciais na atuação em casos de contingência; ix) Aquisição e renovação da frota de veículos operacionais e administrativos. O quadro a seguir apresenta a evolução dos principais ativos operacionais da Companhia no ano: Descrição do ativo 2015 2014 Acréscimo Subestações – nº 23 22 + 1 Capacidade instalada nas subestações – MVA 726,9 611,7 + 115,2 Linhas de transmissão – km 159,7 153,3 + 6,4 Redes de distribuição (próprias) – km 8.757 8.583 + 174 Transformadores instalados nas redes de distribuição – nº 11.562 11.198 + 364 Capacidade instalada nas redes de distribuição (próprias) – MVA 444,79 423,00 + 21,79 3 Desempenho econômico-financeiro 3.1 Destaques Resume-se a seguir o desempenho econômico-financeiro da Companhia em 2015: Descrição 2015 2014 Variação % Resultados – R$ milhões Receita Operacional Bruta 714,9 487,4 + 46,7 Receita Operacional Bruta, sem receita de construção 670,7 471,3 + 42,3 Receita Operacional Líquida 445,9 356,7 + 25,0 Receita Operacional Líquida, sem receita de construção 401,7 340,6 + 17,9 Resultado antes das Receitas e Despesas Financeiras (EBIT) 40,9 35,8 + 14,2 EBITDA 53,0 50,6 + 4,7 EBITDA Ajustado 59,2 54,8 + 8,0 Resultado financeiro (4,2) (17,7) - 76,3 Lucro Líquido 93,7 20,1 + 366,2

Indicadores Financeiros - R$ milhões Ativo Total 554,9 348,0 + 59,5 Caixa/Equivalentes de Caixa/Aplicações Financeiras 48,7 55,6 - 12,4 Patrimônio Líquido 157,7 64,0 + 146,4 Endividamento Líquido 81,1 84,8 - 4,4

Indicadores Operacionais Número de Consumidores Cativos (mil) 239,9 233,2 + 2,9 Vendas de energia a consumidores cativos (GWh) 1.087,2 1.127,5 - 3,6 Energia Elétrica Total Distribuída (GWh) 1.193,9 1.194,3 - Perdas de Energia (% últimos 12 meses) 7,58 7,89 - 0,31 p.p

Indicador Relativo EBITDA Ajustado/Receita Líquida (%) 13,3 15,4 + 0,1 p.p Endividamento líquido/EBITDA Ajustado (vezes) 1,4 1,5 - 6,7 Obs.: EBITDA Ajustado: EBITDA mais acréscimos moratórios de contas de energia. 3.2 Receita operacional bruta e líquida Em 2015, a Caiuá apresentou receita operacional bruta, sem a receita de construção que é atribuída margem zero, foi de R$ 670,7 milhões, ante R$ 471,3 milhões registrados em 2014, um aumento de 42,3% (R$ 199,4 milhões). Já a receita operacional líquida, também deduzida da receita de construção, cresceu 17,9% (R$ 61,1 milhões) no ano, para R$ 401,7 milhões.

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Dentre os fatores que impactaram as receitas se destacam: • Embora o número de consumidores cativos tenha apresentado um acréscimo de 6.731, o consumo de energia elétrica reduziu 3,6% em 2015 (redução de 7,3% no 4T15), conforme item 4.4 deste relatório. • Reconhecimento de receitas referentes a ativos e passivos financeiros setoriais (CVAs) no montante de R$ 20,1 milhões (R$ 0,5 milhão no 4T15) contra R$ 9,8 milhões de receitas reconhecidas em 2014; • Aumento do valor da quota CDE, cujo registro em 2015 foi de R$ 86,7 milhões (R$ 26,8 milhões no 4T15), contra R$ 5,4 milhões em 2014. • Aumento tarifário extraordinário de 32,4% a partir de 02/03/2015, com o objetivo de adequar a cobertura tarifária dos custos com a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e de compra de energia. Adicionalmente, foi concedido em 10/05/2015 um reajuste médio de 1,85% nas tarifas da Companhia.

3.3 Ambiente regulatório – revisão tarifária 3.3.1 Bandeiras tarifárias Em janeiro de 2015 entrou em prática nas contas de energia elétrica o “Sistema de Bandeiras Tarifárias”, aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que tem por objetivo aliviar o dispêndio de caixa das distribuidoras no curto prazo. Mensalmente, a ANEEL sinaliza uma das bandeiras previstas - de acordo com as informações prestadas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), com base na capacidade de geração de energia elétrica no país - aplicada no primeiro dia do mês posterior à data de divulgação. As receitas auferidas pela Companhia provenientes das bandeiras tarifárias em 2015 foram de R$ 43,8 milhões (R$ 15,9 milhões no 4T15). Em fevereiro de 2016, a Aneel reduziu, em 40%, o valor da tarifa adicional da bandeira amarela: de R$ 2,50 para R$ 1,50. A bandeira vermelha também foi dividida em dois patamares: o patamar 1, já chamado de “bandeira rosa”, com cobrança extra de R$ 3,00 para cada 100 KWh consumidos e o patamar 2, de cor vermelha, que mantém o valor de R$ 4,50 por 100 kWh. 3.3.2 Revisão tarifária extraordinária A Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), em reunião realizada em 27/02/2015, deliberou por conceder revisão tarifária extraordinária (RTE) para a Caiuá, cujo efeito médio a ser percebido pelos consumidores foi de 32,4% a partir de 02/03/2015. Adicionalmente, foi concedido à Caiuá reajuste nas suas tarifas de energia elétrica, com efeito médio de 1,85% percebido pelos consumidores a partir de 10/05/2015. A Caiuá recebeu o montante de R$ 6,7 milhões provenientes dos recursos da conta ACR (Conta no Ambiente de Contratação Regulada) repassados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE para cobertura da exposição involuntária no Mercado de Curto Prazo - MCP e despacho termoelétrico vinculado aos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado na modalidade por disponibilidade - CCEAR-D relativo aos meses de novembro e dezembro de 2014. Os valores foram registrados como redução dos custos de energia comprada e de encargos de serviço do sistema. A Aneel também homologou recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), repassados a Caiuá pelas Centrais Elétricas Brasileiras S/A – Eletrobras, referentes a subsídios tarifários concedidos aos consumidores de baixa renda e usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica no montante de R$ 4,1 milhões. O valor foi registrado pela Companhia como receita operacional. 3.4 Despesas operacionais As despesas operacionais, excluindo os custos de construção, totalizaram R$ 360,9 milhões em 2015 e R$ 120,0 milhões no 4T15, crescimento de 18,4% (R$ 56,1 milhões) e 54,4% (R$ 42,3 milhões) respectivamente, quando comparado com o mesmo período de 2014. Desse total, as despesas controláveis apresentaram queda de R$ 1,2 milhão (aumento de R$ 2,1 milhões no 4T15), totalizando R$ 55,1 milhões (R$ 19,0 milhões no 4T15). As despesas não controláveis cresceram 25,7% em 2015 (99,4% no 4T15), totalizando R$ 282,9 milhões (R$ 96,1 milhões no 4T15), decorrente da elevação dos custos da energia elétrica comprada em função da hidrologia desfavorável no país.

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A composição das despesas operacionais pode ser assim demonstrada: Composição das despesas operacionais Valores em R$ milhões

Trimestre Exercício 4T15 4T14 Var. R$ 2015 2014 Var. R$

1 Despesas controláveis 19,0 16,9 + 2,1 55,1 56,3 - 1,2 1.1 Pessoal (inclui fundo de pensão) 10,9 9,8 + 1,1 28,7 30,6 - 1,9 1.2 Material 1,1 1,0 + 0,1 3,3 3,5 - 0,2 1.3 Serviços de terceiros 7,0 6,1 + 0,9 23,1 22,2 + 0,9

2 Despesas não controláveis (compra de energia e transporte) 96,1 48,2 + 47,9 282,9 225,0 + 57,9 3 Depreciação e amortização 2,6 3,5 - 0,9 12,2 14,7 - 2,5 4 Provisões contingências e devedores duvidosos (0,1) 1,6 - 1,7 0,4 (1,7) + 2,1 5 Outras despesas/receitas 2,4 7,5 - 5,1 10,3 10,5 - 0,2 Subtotal 120,0 77,7 + 42,3 360,9 304,8 + 56,1 6 Custo de construção (*) 19,5 3,4 + 16,1 44,2 16,1 + 28,1 Total 139,5 81,1 + 58,4 405,1 320,9 + 84,2 (*) Os custos de construção estão representados pelo mesmo montante em receita de construção. Tais valores são de reconhecimento obrigatório pela ICPC 01 –

Contratos de Concessão e correspondem aos custos de construção de obras de ativos da concessão de distribuição de energia elétrica, sendo o custo de construção igual à receita de construção.

3.5 Lucro líquido e geração de caixa Em 2015, a Caiuá registrou lucro líquido de R$ 93,7 milhões, um aumento de 366,2% ante os R$ 20,1 milhões registrados em 2014. Esse desempenho decorre fundamentalmente da constituição de créditos tributários (R$ 57,1 milhões), redução do resultado financeiro e do maior crescimento das receitas líquidas vis-à-vis o aumento dos custos operacionais. No quarto trimestre de 2015 (4T15), o lucro foi de R$ 84,1 milhões, contra R$ 17,9 milhões em igual trimestre do ano anterior. A geração operacional de caixa (EBITDA ajustado) atingiu R$ 59,2 milhões em 2015, contra os R$ 54,8 milhões apurados no ano anterior, aumento de 8,0%. No 4T15, o EBITDA Ajustado totalizou R$ 21,4 milhões, contra R$ 28,0 milhões no 4T14, uma redução de 23,6%, em decorrência do aumento dos custos com energia comprada. A evolução do lucro líquido e da geração de caixa da Companhia é a seguinte: Composição da Geração de Caixa Valores em R$ milhões

Trimestre Exercício 4T15 4T14 Var. % 2015 2014 Var. %

(=) Lucro Líquido 84,1 17,9 + 369,8 93,7 20,1 + 366,2 (-) Contribuição social e imposto de renda 64,8 1,3 + 4.884,6 57,1 1,9 + 2.905,3 (-) Resultado financeiro 2,3 (6,7) - (4,2) (17,7) - 76,3 (-) Depreciação e amortização (2,6) (3,5) - 25,7 (12,2) (14,7) - 17,0 (=) Geração de caixa (EBITDA) 19,6 26,8 - 26,9 53,0 50,6 + 4,7 (+) Receita de acréscimos moratórios 1,8 1,2 + 50,0 6,2 4,2 + 47,6 (=) Geração ajustada de caixa (EBITDA Ajustado) 21,4 28,0 - 23,6 59,2 54,8 + 8,0

Margem do EBITDA Ajustado (%) 13,7 26,8 - 13,1 p.p 13,3 15,4 - 2,1 p.p O resultado alcançado em 2015 será destinado à absorção de prejuízos acumulados de exercícios anteriores.

4 Desempenho operacional A manutenção do foco na qualidade da energia fornecida e a excelência no atendimento tem permitido à CAIUÁ apresentar melhorias consistentes em seus índices operacionais. 4.1 Perdas de energia

O combate ao furto e à fraude tem sido foco constante das ações gerenciais da Caiuá, que busca trabalhar para aperfeiçoar ainda mais a fiscalização das ligações em suas unidades consumidoras. As perdas de energia elétrica da Caiuá situaram em 7,58% em 2015, contra 7,89% em 2014, uma redução de 0,31 pontos percentuais.

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Através de um direcionamento mais preciso e equipes mais bem preparadas, tem se observado um aumento expressivo na produtividade das ações de combate às perdas. A efetividade das fiscalizações (quantidade de irregularidade identificada/quantidade de inspeções realizadas) saltou de 7,80% em 2014 para 17,04% em 2015.

4.2 Inadimplência As revisões extraordinárias tarifárias e o advento das bandeiras tarifárias ocorridas no início de 2015 contribuíram para o aumento da inadimplência. A Caiuá vem intensificando as ações de cobrança das contas de energia para conter o aumento da inadimplência, com mecanismos ágeis e desburocratizados de negociação de débitos por meio de pontos de atendimento e call center, intensificação de ações de corte e cobrança dos débitos. O desempenho do indicador relativo à inadimplência (proporção do que não foi recebido em relação ao que foi faturado nos últimos 12 meses) dos consumidores foi bastante afetado pelo aumento dos valores faturados e pelo incremento da parcela não arrecadada. Em 2015, a inadimplência dos consumidores aumentou em 0,09 pontos percentuais, situando-se em 1,18%. Ações adicionais já estão em andamento para reversão desse aumento em 2016. 4.3 DEC e FEC Em 2015, a Caiuá apresentou uma degradação dos seus indicadores de DEC e FEC, quando comparado com anos anteriores. Em especial, o descolamento da meta ocorreu a partir de maio de 015. A maior severidade de fenômenos atmosféricos no segundo semestre de 2015, em especial nos meses de setembro e outubro, em relação ao mesmo período de 2014, conjugada com a maior realização de desligamentos programados (plano de obras e manutenção) e o ainda baixo nível de automação do sistema elétrico explicam o incremento dos indicadores de qualidade da distribuidora, fato que será revertido em 2016 com as ações implementadas em 2015, além das ações previstas para 2016. Indicadores operacionais 2015 2014 Variação Perdas de energia do sistema próprio (%) 7,58 7,89 - 0,31 p.p Inadimplência dos consumidores nos últimos 12 meses (%) 1,18 1,09 + 0,09 p.p Pendente (faturamentos mensais a receber) – nº 0,21 0,20 + 5,0 DEC (Duração Equivalente de Interrupções por Consumidor) – horas 11,81 9,02 + 30,9 FEC (Frequência Equivalente de Interrupções por Consumidor) – vezes 9,06 7,70 + 17,7 ISQP (Índice de Satisfação da Qualidade Percebida) - Abradee 83,7 77,6 + 7,9 IASC (Índice Aneel de Satisfação do Consumidor) 56,25 64,21 - 12,4

4.4 Mercado de energia Em 2015, as vendas de energia elétrica a consumidores finais (mercado cativo), localizados na área de concessão da Caiuá, somadas à energia associada aos consumidores livres (TUSD), totalizaram 1.135,0 GWh redução de 3,4% em relação a igual período do ano anterior. Todas as classes de consumo cativo apresentaram queda no consumo, em especial a industrial cativa com redução de 17,3% no ano. A energia total distribuída em 2015 ficou praticamente no mesmo patamar do ano anterior, conforme composição seguinte: Descrição

Trimestre Exercício 4T15 4T14 Var. % 2015 2014 Var. %

1 Vendas de energia no mercado cativo 279,0 301,0 - 7,3 1.087,2 1.127,6 - 3,6 � Residencial 116,5 120,3 - 3,2 444,5 449,3 - 1,1 � Industrial 29,0 39,2 - 26,0 126,3 152,7 - 17,3 � Comercial 75,2 79,4 - 5,3 283,5 285,6 - 0,7 � Rural 14,7 16,8 - 12,5 61,9 65,6 - 5,6 � Outras Classes 43,6 45,3 - 3,8 171,0 174,4 - 1,9

2 Energia associada aos consumidores livres (TUSD) 13,3 12,6 + 5,6 47,8 47,7 + 0,2 3 Mercado cativo + TUSD (1+2) 292,3 313,6 - 6,8 1.135,0 1.175,3 - 3,4 4 Suprimento de energia e não faturado 34,5 17,3 + 99,4 58,9 19,0 + 210,0 5 Energia Total Distribuída (3+4) 326,8 330,9 - 1,2 1.193,9 1.194,3 -

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A Caiuá encerrou o exercício de 2015 com 239.923 unidades consumidoras cativas, quantidade 2,9% em relação à registrada em 2014. Já o número de consumidores livres totalizou 6 no fim de dezembro de 2015. 5 Estrutura de capital Em 31 de dezembro de 2015, o saldo consolidado de caixa, equivalentes de caixa e aplicações financeiras da Caiuá totalizou R$ 48,7 milhões, que não incluem os créditos referentes à subvenção tarifária e baixa renda (CDE) e Conta de Compensação dos Valores da Parcela A (CVA). Por sua vez, a dívida líquida da Caiuá, que incluem empréstimos, financiamentos, arrendamentos, encargos financeiros, parcelamento de impostos, fundo de pensão e instrumentos financeiros derivativos líquidos, passou de R$ 84,8 milhões em 31 de dezembro de 2014 para R$ 81,1 milhões em 31 de dezembro de 2015. A seguir, as dívidas de curto e longo prazo da Caiuá em 31 de dezembro de 2015 e em 31 de dezembro de 2014:

Descrição Valores em R$ milhões 31/12/2015 31/12/2014 Curto Prazo 12,1 54,0

Empréstimos e financiamentos 1,7 0,6 Encargos de dívidas 0,5 0,1 Parcelamento de impostos e déficit atuarial 4,2 4,7 Parcelamento de encargos setoriais - 50,3 Instrumentos financeiros derivativos líquidos 5,7 (1,7)

Longo Prazo 152,6 106,5 Empréstimos e financiamentos 179,4 77,5 Parcelamento de impostos e déficit atuarial 25,3 27,1 Parcelamento de encargos setoriais - 1,9 Instrumentos financeiros derivativos líquidos (52,1) -

Total das dívidas 164,7 160,5 (-) Disponibilidades financeiras 48,7 55,6 (-) Créditos CDE (subvenção tarifária e baixa renda) 1,7 10,2 (-) Créditos CVA 33,2 9,9 Total das dívidas líquidas 81,1 84,8

6 Gestão de pessoas Na Caiuá, o Valor Pessoas está muito presente, sendo uma empresa de oportunidades, que valoriza seu capital humano. Possui processos bem estruturados que favorecem e contribuem para o crescimento e o desenvolvimento de cada um de seus colaboradores. As oportunidades para crescimento na empresa incluem avaliação de desempenho, programa individual de desenvolvimento – PID e uma série de treinamentos ao alcance de todos. Em 2015, a Companhia realizou 30.045 horas de treinamento para seus funcionários. Todos os programas e ações foram conduzidos pela Diretoria Corporativa de Gestão de Pessoas e serve de base para tomada de decisão tanto para promover e avaliar desempenho, quanto para realizar mudanças e movimentações funcionais e planejar investimentos, conciliando as necessidades da empresa e as aspirações pessoais de progressão na carreira. A Caiuá orienta e oferece as ferramentas de apoio e suporte e espera que seus colaboradores, motivados por suas aspirações, usem bem esses recursos para crescer junto com a empresa. A Companhia encerrou 2015 com 383 colaboradores próprios e 126 terceirizados, não considerando os empregados das empresas prestadoras de serviços ligados a obras de investimentos. Na prevenção de acidentes e preservação da saúde dos trabalhadores, a Caiuá foi agraciada com o Prêmio Nacional de Segurança da Fundação COGE – FUNCOGE, recebendo a medalha de Bronze no Grupo II (empresas com 501 a 2000 funcionários). Em continuidade ao Programa Vivenciando nossos Valores, em 2015, foram divulgados e difundidos cada um dos seis Valores da controladora ENERGISA (Segurança, Pessoas, Clientes, Compromisso, Inovação e Resultados), bem como realizadas ações de reforço dessa prática. Ter Valores bem definidos e colocados em prática cria um ambiente único, fortalece a equipe e favorece a excelência empresarial. Foram mantidos em 2015 os investimentos voltados ao fortalecimento das lideranças, com ênfase ao desenvolvimento de seus gestores por meio da “Academia de Líderes”, baseada na construção de trilhas de

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desenvolvimento segmentada por negócio, que tem por objetivo ser o principal veículo de disseminação e alinhamento da cultura, valores, competências da liderança e objetivos estratégicos, criando uma comunidade de líderes, preparados para o crescimento e sustentação no negócio. Em junho 2015 teve início o 1º ciclo de pesquisa de clima, em parceria com o Hay Group, com o objetivo de conhecer os resultados de clima organizacional na Companhia e utilizá-los para direcionar ações estratégicas dentro da organização. Houve ótima adesão (94%) por parte dos trabalhadores e o resultado obtido foi um índice de favorabilidade de 67%. 7 Responsabilidade socioambiental Em 2015, a Caiuá investiu na ampliação do alcance a informação que instrui e transforma, buscando tornar os consumidores mais conscientes e preparados para utilizar a energia de maneira responsável. Por meio de campanhas educativas e ações sociais e culturais, a Caiuá buscou sensibilizar a população sobre a necessidade de mudar hábitos de consumo de energia elétrica, visando à redução do consumo e o não desperdício. Destaque para as ações desenvolvidas por meio do Programa de Eficiência Energética (PEE) da empresa, como a campanha publicitária ‘Gastão’ e o projeto ‘Nossa Energia’. No laboratório da unidade móvel do Nossa Energia, aproximadamente 1.320 pessoas, entre professores e alunos, conheceram através de palestras, experiências e vídeos, um pouco do universo da energia elétrica. Para orientar a população sobre a prevenção de acidentes elétricos, desenvolveu uma ampla campanha publicitária. Com a mensagem “Todo cuidado é pouco, pois tem sempre alguém esperando você voltar”, a distribuidora sensibilizou a população para a importância da atenção na realização de qualquer trabalho, principalmente quando envolve a eletricidade. Participou do 30º Festival de Pipas Raul Albieri e por meio da diversão e lazer orientou milhares de crianças e seus familiares, que viram no simulador de choque o que acontece ao tentar retirar a pipa presa ao cabo de energia. Palestras ministradas pela empresa sobre economia de energia, segurança com eletricidade, direitos e deveres do consumidor, tarifas de energia, normas técnicas e outros temas, também beneficiaram a população. Outras ações, como os vídeos informativos divulgados por meio de mídia indoor, televisores localizados em estabelecimentos comerciais e agência de atendimento ao cliente da empresa, ampliaram ainda mais o alcance a informação sobre serviços, direitos e deveres, economia e segurança. Em 2015, iniciativas socioculturais, educacionais, ambientais, esportivas e de desenvolvimentos regional receberam apoio da Caiuá. São elas: Social: Mac Dia Feliz 2015, em prol do hospital do Câncer de Presidente Prudente; 3ª Feijoada Light, em prol da Associação Filantrópica de Proteção aos Cegos; Vll Churrasco Unipode, em prol de deficientes físicos; e Campanha Natal +Feliz; Educação: Feira das Profissões da Unoeste; Meio Ambiente: Dia da Criança da Associação Prudentina de Prevenção a AIDS (APPA) - palestras e plantio de mudas; Desenvolvimento Regional: Plano de Desenvolvimento Regional (PDEPP) para os municípios do Pontal do Paranapanema; Expo Prudente 2015; e 18ª Feira Agropecuária e Comercial de Álvares Machado (FACAM). 8 Serviços prestados pelo auditor independente A remuneração total da Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes pelos serviços prestados para a Caiuá em 2015 foi de R$ 237,0 mil pela revisão contábil das demonstrações financeiras. A política de contratação adotada pela Companhia atende aos princípios que preservam a independência do auditor, de acordo com as normas vigentes, que determinam, principalmente, que o auditor não deve auditar seu próprio trabalho, nem exercer funções gerenciais para seu cliente ou promover os seus interesses. A Administração.

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Demonstrações financeiras 1. Balanço Patrimonial Ativo

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

Nota 2015 2014AtivoCirculanteCaixa e equivalente de caixa 5 48.572 54.914 Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 5 143 697 Consumidores e concessionárias 6 79.420 58.262 Títulos de créditos a receber 7 1.834 1.388 Estoques 764 840 Impostos a recuperar 8 8.834 7.954 Ativos financeiros setoriais 11 54.965 29.895 Serviços em curso 4.665 3.529 Instrumentos financeiros derivativos 29 - 1.684 Contas a receber da concessão 14 - 131.542 Baixa renda e outros créditos 10 5.004 12.333

Total do c irculante 204.201 303.038 Não c irculanteRealizável a longo prazoConsumidores e concessionárias 6 538 736 Créditos com partes relacionadas 12.1 27 - Impostos a recuperar 8 9.472 3.682 Créditos tributários 13 67.488 10.436 Cauções e depósitos vinculados 21 9.028 7.327 Contas a receber da concessão 14 12.225 - Ativos financeiros setoriais 11 19.881 - Instrumentos financeiros derivativos 29 52.125 - Outros 10 1.368 1.222

172.152 23.403 Intangível 15 178.504 21.596

Total do não c irculante 350.656 44.999 Total do ativo 554.857 348.037

CAIUÁ DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S/ABALANÇO PATRIMONIAL

EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015(Em milhares de reais)

Resultados de 2015


2. Balanço Patrimonial Passivo


Nota 2015 2014PassivoCirculante

Fornecedores 16 42.830 34.769 Encargos de dívidas 17 505 79 Empréstimos e financiamentos 17 1.658 530 Financiamento por arrendamento financeiro 18 - 24 Folha de pagamento 2.073 1.361 Tributos e contribuições sociais 19 22.470 15.616 Obrigações estimadas 2.771 2.413 Encargos do consumidor a recolher 10.599 13.324 Taxa de iluminação pública arrecadada 1.880 1.705 Obrigações intrassetoriais 20.1 8.936 50.325 Passivos financeiros setoriais 11 29.882 20.013 Instrumentos financeiros derivativos 29 10.657 - Obrigações do programa eficiência energética 20.2 8.220 10.549 Benefícios a empregados - plano de pensão 30 82 105 Outras contas a pagar 9.076 1.655

Total do c irculante 151.639 152.468

Não c irculanteEmpréstimos e financiamentos 17 179.417 77.519 Tributos e contribuições sociais 19 34.289 34.001 Obrigações intrassetoriais 20.1 - 1.886 Passivos financeiros setoriais 11 11.769 - Obrigações do programa eficiência energética 20.2 11.589 7.619 Débitos com partes relacionadas 12.1 1 1.753 Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 21 4.662 4.962 Benefícios a empregados - plano de pensão 30 198 127 Outros 3.566 3.713

Total do não c irculante 245.491 131.580

Patrimônio líquidoCapital social 22 283.267 283.267 Prejuízos acumulados (148.057) (241.799) Outros resultados abrangentes 22.4 (73) (69) Recursos destinados a futuro aumento de capital 12.1 22.590 22.590

Total do patrimônio líquido 157.727 63.989

Total do passivo e patrimônio líquido 554.857 348.037

CAIUÁ DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S/ABALANÇO PATRIMONIAL

EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015(Em milhares de reais)

Resultados de 2015


3. Demonstrações de Resultados


4. Demonstração do Resultado Abrangente


Nota 2015 2014Receita operacional líquida 23 445.937 356.691 Custo do serviço prestados a terceiros 24 (379.677) (295.841) Lucro bruto 66.260 60.850 Despesas gerais e administrativas 24 (21.602) (23.425) Outras receitas 25 - 1.530 Outras despesas 25 (3.790) (3.138) Resultado antes das receitas (despesas) financeiras e impostos 40.868 35.817 Receita financeira 26 28.952 12.734 Despesas financeiras 26 (33.128) (30.462) Despesas financeiras líquidas (4.176) (17.728) Lucro antes dos impostos 36.692 18.089 Imposto de renda e contribuição social diferido 13 57.050 1.990 Lucro do exerc íc io 93.742 20.079 Lucro básico e diluído ação ordinária - R$ 27 0,330 0,092

CAIUÁ DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S/ADEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO

PARA O EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015(Em milhares de reais, exceto o lucro por ação)

2015 2014Lucro (prejuízo) do exerc íc io 93.742 20.079 Itens que não serão reclassificados para a demonstração do resultado:Outros resultados abrangentes (4) 685 Total de outros resultados abrangentes do exercíc io, liquido de impostos 93.738 20.764

CAIUÁ DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S/ADEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO ABRANGENTE

PARA O EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015(Em milhares de reais)

Resultados de 2015


5. Demonstrações dos Fluxos de Caixa

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.

Nota 2015 2014Atividades operacionais

Lucro antes dos impostos 36.692 18.089 Despesas com juros, variações monetárias e cambiais - liquidas 36.749 (1.071) Amortização e depreciação 24 12.163 14.739 Provisão para créditos de liquidação duvidosa e recuperação de incobráveis 24 1.323 2.799 Provisão para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais 21 (300) (4.145) Marcação a mercado de dívidas (1.720) - Marcação a mercado de derivativos 2.602 1.580 Instrumentos financeiros derivativos (33.902) 3.263 Perda na alienação de bens do intangível 25 3.197 2.270

Variações nas contas do ativo c irculante e não c irculante(Aumento) diminuição de consumidores e concessionárias (16.086) 805 (Aumento) de títulos de créditos a receber (303) (249) Diminuição de estoques 76 19 (Aumento) de impostos a recuperar (6.668) (6.433) (Aumento) de cauções e depósitos vinculados (1.701) (892) (Aumento) de ativos regulatórios (38.074) (29.895) Diminuição (aumento) de outros créditos 11.535 (5.687)

Variações nas contas do passivo c irculante e não c irculanteAumento (diminuição) de fornecedores 6.105 (73.244) Aumento de folha de pagamento 712 610 Aumento (diminuição) de tributos e contribuições sociais 10.877 (2.641) Imposto de renda e contribuição social pagos (521) - Aumento (diminuição) de obrigações Estimadas 358 (442) Aumento de passivos regulatórios 17.978 20.013

Aumento de outras contas a pagar 6.380 6.381 Caixa líquido gerado (consumido) nas atividades operacionais 47.472 (54.131) Atividades de investimentos

Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 4.143 3.532 Aplicações no intangível (44.398) (18.648)

Caixa líquido (consumido) nas atividades de investimentos (40.255) (15.116) Atividades de financ iamento

Novos empréstimos e financiamentos 17 62.621 73.500 Pagamentos de empréstimos - principal 17 (370) (29.608) Pagamentos de empréstimos - juros 17 (4.984) (1.858) Aumento de capital com subscrição de ações - 172.000 Recursos destinados a futuro aumento de capital - 22.590 Pagamentos de parcelamento de encargos setoriais (52.872) (25.751) Pagamentos de parcelamento de parcelamento de impostos (6.034) (59.047) Liquidação de instrumentos financeiros derivativos (10.168) - Partes relacionadas (1.752) (48.036)

Caixa líquido (consumido) gerado nas atividades de financiamento (13.559) 103.790 Variação líquida do caixa (6.342) 34.543

Caixa mais equivalentes de caixa iniciais 54.914 20.371 Caixa mais equivalentes de caixa finais 48.572 54.914

Variação líquida do caixa (6.342) 34.543

CAIUÁ DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S/ADEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA


Resultados de 2015


6. Demonstração do Valor Adicionado – DVA


Nota 2015 2014Geração do valor adic ionado:

Receitas 713.622 486.180 Receitas de vendas de energia elétrica e serviços 24 670.763 471.352 Outras receitas 25 - 1.530 Receitas relativas a construção de ativos próprios 23 e 24 44.182 16.097 Provisão para créditos de liquidação duvidosa e recuperação de incobráveis 24 (1.323) (2.799)

(-) Insumos adquiridos de terceiros Custo da energia elétrica vendida (282.930) (224.974) Materiais e serviços de terceiros (26.318) (26.039) Outros custos operacionais (52.911) (21.236)

(362.159) (272.249) Valor adic ionado bruto 351.463 213.931 Amortização 24 (12.163) (14.739) Valor adic ionado líquido 339.300 199.192 Valor adic ionado recebido em transferência

Receitas financeiras 26 29.577 12.734 Valor adic ionado total a distribuir 368.877 211.926

Distribuição do valor adic ionado:Pessoal 24.319 26.531

Remuneração direta 18.382 18.365 Benefícios 3.993 5.957 FGTS 1.944 2.209

Impostos, taxas e contribuições 217.641 134.218 Federais 8.289 45.593 Estaduais 113.553 79.427 Municipais 77 172 Obrigações Intra-setoriais 95.722 9.026

Remuneração de capitais de terceiros 33.175 31.098 Juros 32.597 29.946 Aluguéis 578 1.152

Remuneração de capitais próprios 93.742 20.079 Retenção de lucros 22.2 93.742 20.079

368.877 211.926

CAIUÁ DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S/ADEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO - DVA


Resultados de 2015


7. Demonstrações das Mutações do Patrimônio Líquido


Resultados de 2015


8. Balanço Social

1 - Base de CálculoReceita líquida (RL)Resultado operacional (RO)Folha de pagamento bruta (FPB)2 - Indicadores Sociais Internos Valor % sobre FPB % sobre RL Valor % sobre FPB % sobre RLAlimentação 3.237 11,45% 0,73% 3.798 11,90% 1,06%Encargos sociais compulsórios 5.488 19,42% 1,23% 5.221 16,36% 1,46%Previdência privada 684 2,42% 0,15% 543 1,70% 0,15%Saúde 2.405 8,51% 0,54% 2.035 6,38% 0,57%Segurança e saúde no trabalho 288 1,02% 0,06% 312 0,98% 0,09%Educação - 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%Cultura - 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%Capacitação e desenvolvimento profissional 202 0,71% 0,05% 1 0,00% 0,00%

Creches ou auxílio-creche 36 0,13% 0,01% 21 0,07% 0,01%Participação nos lucros ou resultados 1.431 5,06% 0,32% 3.016 9,45% 0,85%Outros 70 0,25% 0,02% 286 0,90% 0,08%Total - Indicadores sociais internos 13.841 48,97% 3,10% 15.233 47,73% 4,27%3 - Indicadores Sociais Externos Valor % sobre R O % sobre RL Valor % sobre RO % sobre RLEducação - 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%Cultura - 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%Saúde e saneamento - 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%Esporte - 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%Combate à fome e segurança alimentar - 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%

Outros 12 0,03% 0,00% - 0,00% 0,00%Total das contribuições para a sociedade 12 0,03% 0,00% - 0,00% 0,00%Tributos (excluídos encargos sociais) 117.030 318,95% 26,24% 123.316 681,72% 34,57%Total - Indicadores sociais externos 117.042 318,99% 26,25% 123.316 681,72% 34,57%4 - Indicadores Ambientais Valor % sobre RO % sobre RL Valor % sobre RO % sobre RL

Investimentos relacionados com a produção/ operação da empresa - 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%Investimentos em programas e/ou projetos externos - 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%Total dos investimentos em meio ambiente - 0,00% 0,00% - 0,00% 0,00%Quanto ao estabelecimento de “metas anuais” para minimizar resíduos, o consumo em geral na produção/ operação e aumentar a eficácia na utilização de recursos naturais, a empresa5 - Indicadores do Corpo FuncionalNº de empregados(as) ao f inal do períodoNº de admissões durante o períodoNº de empregados(as) terceirizados(as)Nº de estagiários(as)Nº de empregados(as) acima de 45 anosNº de mulheres que trabalham na empresa% de cargos de chefia ocupados por mulheresNº de negros(as) que trabalham na empresa% de cargos de chefia ocupados por negros(as)Nº de portadores(as) de deficiência ou necessidades especiais6 - Informações relevantes quanto ao exercício da c idadania empresarial

Relação entre a maior e a menor remuneração na empresaNúmero total de acidentes de trabalho

Os projetos sociais e ambientais desenvolvidos pela empresa foram definidos por:

( ) direção (x ) direção e gerências

( ) todos(as) empregados(as)

( ) direção (x ) direção e gerências

( ) todos(as) empregados(a

s)Os padrões de segurança e salubridade no ambiente de trabalho foram definidos por:

( ) direção e gerências


(x ) todos(as) + Cipa

( ) direção e gerências


(x ) todos(as) + 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

( x ) incentiva e segue a OIT

( ) não se envolverá

( x ) seguirá as normas da OIT

(x ) incentivará e seguirá a OIT

A previdência privada contempla:

( ) direção ( ) direção e gerências

(x ) todos(as) empregados(as)


(x ) todos(as) empregados(a

s)

A participação dos lucros ou resultados contempla:


(x ) todos(as) empregados(as)


( x) todos(as) empregados(a

s)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 serão considerados

( ) serão sugeridos

( x ) serão exigidos

Quanto à participação de empregados(as) em programas de trabalho voluntário, a empresa:

( ) não se envolve

( x ) apoia ( ) organiza e incentiva

( ) não se envolverá

( x ) apoiará ( ) organizará e incentivará

Número total de reclamações e críticas de consumidores(as): na empresa 752

no Procon 172

na Justiça 66

na empresa 714

no Procon 163

na Justiça 69

% de reclamações e críticas atendidas ou solucionadas: na empresa 100%

no Procon 100% na Justiça 12%

na empresa 100% no Procon 100% na Justiça 13%

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

Distribuição do Valor Adicionado (DVA):7 - Outras Informações

7) Investimentos sociais7.1 - Programa Luz para Todos 7.1.1 - Investimento da União 7.1.2 - Investimento do Estado 7.1.3 - Investimento do Município 7.1.4 - Investimento da ConcessionáriaTotal - Programa Luz para Todos (7.1.1 a 7.1.4)

7.2 - Programa de eficiência Energética 7.3 - Programa de Pesquisa e DesenvolvimentoTotal dos investimentos sociais (7.1 a 7.3)

CAIUÁ DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA S/ABALANÇO SOCIAL ANUAL - 2015

(Em milhares de reais)

2015 2014445.937 356.69136.692 18.08928.263 31.914

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

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

357 38941 47

2015 2014

126 7323 1394 10065 66

21,40% 25,00%54 49

7,10% 6,25%9 10

2015 Metas 2016

14,03 14,009 7

Em 2015: 368.877 Em 2014: 211.92659 % governo 7% co laboradores(as)

0% acionistas 9% terceiros 25% retido63 % governo 13% co laboradores(as)

0% acionistas 15% terceiros 9% retido

2015 2014

0 00 00 0

54.102 17.97754.102 17.977

2.032 1.560813 624

56.947 20.161

Resultados de 2015


Notas Explicativas Caiuá - Distribuição de Energia S.A.

Notas explicativas às demonstrações financeiras para o exercício findo em 31 de dezembro de 2015 (Em milhares de reais, exceto quando indicado ao contrário) 1. Contexto operacional

A Caiuá - Distribuição de Energia S.A. (“Companhia” ou “CAIUÁ”) é um a concessionária distribuidora de energia elétrica, controlada pela Rede Energia S.A. (“Rede”) – “em Recuperação Judicial”, que por sua vez é integrante do GRUPO ENERGISA, atua em 24 municípios da região Oeste do Estado de São Paulo, com uma área de 9.149 km², atendendo a 239.929 consumidores (informação não auditada pelos auditores independentes). A Companhia possui sede na cidade de São Paulo – SP. Contrato de concessão: As obrigações da concessionária, previstas no contrato de concessão do serviço público de energia elétrica são: I – operar e manter as instalações de modo a assegurar a continuidade e a eficiência do Serviço Regulado, a segurança das pessoas e a conservação dos bens e instalações e fornecer energia elétrica a consumidores localizados em sua área de concessão, nos níveis de qualidade e continuidade estabelecidos em legislação específica; II – realizar as obras necessárias à prestação dos serviços concedidos, reposição de bens, e operar a infraestrutura de forma a assegurar a regularidade, continuidade, eficiência, segurança e modicidade das tarifas, em conformidade com as normas técnicas e legais específicas; III – organizar e manter controle patrimonial dos bens e instalações vinculados à concessão e zelar por sua integridade e providenciando que aqueles que, por razões de ordem técnica, sejam essenciais à garantia e confiabilidade do sistema elétrico, estejam sempre adequadamente garantidos por seguros sendo vedado à concessionária alienar ou conceder em garantia tais bens sem a prévia e expressa autorização do agente regulador; IV – atender todas as obrigações de natureza fiscal, trabalhista, previdenciária e regulatória, inclusive prestando contas aos consumidores; V – implementar medidas que objetivem o combate ao desperdício de energia, por meio de programas de redução de consumo de energia e inovações; VI – submeter à prévia aprovação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) alterações de posições acionárias que impliquem em mudanças de controle. Na hipótese de transferência de ações representativas do controle acionário, o novo controlador deverá assinar termo de anuência e submissão às cláusulas do contrato de concessão e às normas legais e regulamentares da concessão; VII – manter o acervo documental auditável, em conformidade com as normas vigentes; VIII – a concessão poderá ser extinta pelo término do contrato, encampação do serviço, caducidade, rescisão, irregularidades ou falência da concessionária, podendo ser prorrogada, mediante requerimento da concessionária e a critério exclusivo do Poder Concedente. As informações referentes à revisão e aos reajustes tarifários, ativos e passivos financeiros setoriais, contas a receber da concessão, ativos vinculados a concessão e receita de construção estão apresentadas nas notas explicativas nº 9, 11, 14, 15 e 23, respectivamente. Renovação de concessões: A Companhia teve seu contrato de concessão vencido em 07 de julho de 2015 para o qual foi assinado em 17 de dezembro de 2015 o quinto termo aditivo ao contrato de concessão com vencimento em 07 de julho de 2045. O aditivo foi formalizado de acordo com o Despacho do Ministro de Estado de Minas e Energia de 09 de dezembro

Resultados de 2015


de 2015, na Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013, no Decreto nº 7.805 de 14 e setembro de 2012 e no Decreto nº 8.461 de 02 de junho de 2015. O novo aditivo exigiu da Companhia atendimento aos seguintes critérios: I - eficiência com relação à qualidade do serviço prestado; II - eficiência com relação à gestão econômico-financeira; III - racionalidade operacional e econômica; e IV - modicidade tarifária. O alcance dos referidos indicadores será monitorado pelos Órgãos reguladores, podendo haver penalidades na eventualidade de não atingimentos dos mesmos. Com o novo aditivo que prorrogou o prazo de concessão até 2045, o direito de imobilização a receber registrado pela companhia como ativo financeiro até a assinatura do referido aditivo, foi transferido para o ativo intangível, para ser amortizado ao longo da vida útil remanescente dos bens, ao novo prazo de concessão. Histórico da aquisição de controle acionário realizado pela Energisa S/A: • Em 31 de agosto de 2012, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL decretou a intervenção administrativa nas controladas da Rede Energia: Energisa Mato Grosso – Distribuidora de Energia S/A; Energisa Tocantins – Distribuidora de Energia S/A; Energisa Mato Grosso do Sul – Distribuidora de Energia S/A; Companhia de Força e Luz do Oeste (“CFLO”), Caiuá Distribuição de Energia S.A. (“Caiuá”), Empresa Elétrica Bragantina S.A. (“EEB”), Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A.(“EDEVP”) e Companhia Nacional de Energia Elétrica (“CNEE”). Nesta data, em decorrência da perda do poder de controle sobre as empresas distribuidoras de energia elétrica, a Rede Energia reclassificou seus investimentos para ativo financeiro classificados como disponíveis para venda. • 26 de novembro de 2012: A controladora Rede Energia S/A publicou fato relevante informando que ajuizara pedido de recuperação judicial (“RJ”). • 09 de setembro de 2013: O Plano de RJ foi homologado na 2ª Vara de Falência e Recuperações, favorável à proposta apresentada pela Energisa S/A. • 16 de outubro de 2013: A operação objeto do Plano homologado foi aprovada pelo CADE – Conselho Administrativo de Defesa Econômica. • 17 de dezembro de 2013: A ANEEL aprovou o plano de recuperação das concessionárias de distribuição sob intervenção (“Plano ANEEL”) apresentado pela Rede que foi detalhado e atualizado pela Energisa S/A. • 28 de janeiro de 2014: A ANEEL anuiu à transferência do controle societário da Rede Energia S/A para a Energisa S/A. • 08 de abril de 2014: A ANEEL decretou o fim da intervenção nas concessionárias e em 11 de abril de 2014 foi divulgado fato relevante informando que naquela data foi formalizada a transferência do controle societário da Rede Energia S/A à Energisa S/A. Com o fim de intervenção, a controladora Rede Energia S/A retomou o controle acionário das concessionárias.

Atualmente, todas as disposições dos planos de recuperação apresentados à ANEEL vêm sendo estritamente cumpridas e, no momento, aguarda-se apenas o encerramento do processo de recuperação judicial. 2. Apresentação das demonstrações financeiras 2.1. Declaração de conformidade As demonstrações financeiras foram elaboradas em conformidade com as práticas contábeis adotadas no Brasil, as quais abrangem a Lei das Sociedades Anônimas, os Pronunciamentos, as Orientações e as Interpretações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por normas e disposições da Comissão de

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Valores Mobiliários - CVM e legislação específica aplicável às concessionárias de Serviços Públicos de Energia Elétrica, estabelecidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, quando não conflitantes com as práticas contábeis adotadas no Brasil e em conformidade com as normas internacionais de relatório financeiro (“IFRS”) emitidas pelo International Accounting Standards Board - IASB. Todas as informações relevantes próprias das demonstrações financeiras, estão sendo evidenciadas e correspondem às utilizadas pela Administração na sua gestão. As demonstrações financeiras foram aprovadas pelo Conselho de Administração em 17 de março de 2016. 2.2. Moeda funcional e base de mensuração As demonstrações financeiras são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Companhia e são apresentadas em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma. As demonstrações financeiras foram preparadas com base no custo histórico com exceção dos seguintes itens: (i) os instrumentos financeiros derivativos mensurados pelo valor justo; e (ii) Instrumentos financeiros não derivativos mensurados pelo valor justo por meio do resultado. 2.3. Julgamentos e estimativas A preparação das demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil requer que a Administração se baseie em estimativas para o registro de certas transações que afetam os ativos e passivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre dados das suas demonstrações financeiras. Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em exercícios subsequentes, podem diferir dessas estimativas. As revisões com relação a estimativas contábeis são reconhecidas no exercício em que as estimativas são revisadas e nos exercícios futuros afetados. As principais estimativas aplicadas estão descritas nas notas explicativas, sendo elas: • Nota nº 6 – Consumidores e concessionárias e Provisão para créditos de liquidação duvidosa; • Nota nº 13 - Créditos tributários; • Nota nº 21 - Provisão para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais; • Nota nº 24 – Custos e despesas operacionais – energia elétrica comprada para revenda; • Nota nº 29 - Instrumentos financeiros derivativos e gerenciamento de riscos; e • Nota nº 30 – Benefícios a empregados. 3. Adoção dos padrões internacionais de contabilidade

3.1. Novos pronunciamentos contábeis emitidos pelo IASB- International Accounting Standards Board Aplicação das normas novas e revisadas que não tiveram efeito ou efeito material sobre as demonstrações financeiras. A seguir estão apresentadas as normas que passaram a ser aplicáveis a partir destas demonstrações financeiras. A aplicação dessas normas não teve impacto relevante nos montantes divulgados no exercício atual nem em exercícios anteriores. • Modificações à IAS 19/CPC 33 (R1) Plano de Benefício Definido: Contribuição do Empregado • Modificações as IFRSs Melhorias anuais nas IFRSs ciclo 2010-2012 • Modificações as IFRSs Melhorias anuais nas IFRSs ciclo 2011-2013 Normas e interpretações novas e revisadas já emitidas, mas ainda não adotadas pela Companhia é como segue:

• IFRS 9 Instrumentos Financeiros (2) • IFRS 15 Receitas de Contratos com clientes (2) • Modificações à IFRS 11/CPC 19 (R2) Acordo contratual conjunto (1) • Modificações as IFRSs Melhorias anuais nas IFRSs ciclo 2012-2014 (1) (1) Em vigor para períodos anuais iniciados em ou após 1º de janeiro de 2016, com adoção antecipada permitida. (2) Em vigor para períodos anuais iniciados em ou após 1º de janeiro de 2018, com adoção antecipada permitida.

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O CPC ainda não emitiu pronunciamentos equivalentes para determinadas IFRSs anteriormente citadas, mas existe expectativa de que o faça antes da data requerida de sua entrada em vigor. A adoção antecipada das IFRSs está condicionada à aprovação prévia em ato normativo do CFC. A Companhia não adotou de forma antecipada tais alterações em suas demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2015. É esperado que nenhuma dessas novas normas tenham efeito material sobre as demonstrações financeiras, exceto pela IFRS 9 (classificação e mensuração de ativos financeiros), que pode modificar a classificação e mensuração de ativos financeiros. 3.2. Resumo das principais práticas contábeis As políticas contábeis descritas em detalhes abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os exercícios apresentados nessas demonstrações financeiras. a. Caixa e equivalentes de caixa – abrangem saldos de caixa e aplicações financeiras com cláusulas contratuais

que permitem o resgate em até 90 dias da data de sua aquisição, pelas taxas contratadas, estão sujeitos a um risco insignificante de alteração no valor e são utilizadas na gestão das obrigações de curto prazo;

b. Instrumentos financeiros e atividades de hedge – Todos os instrumentos financeiros ativos e passivos são reconhecidos no balanço da Companhia e são mensurados inicialmente pelo valor justo, quando aplicável, após o reconhecimento inicial de acordo com sua classificação. Os instrumentos financeiros da Companhia foram classificados em: (i) mantidos para negociação – mensurados pelo valor justo por meio do resultado. Essa classificação inclui as operações com derivativos; (ii) mantidos até o vencimento – mensurados pela taxa de juros efetiva e contabilizados no resultado, (iii) empréstimos e recebíveis – são mensurados pelo custo amortizado usando-se a taxa de juros efetiva e contabilizados no resultado e (iv) disponível para venda - são aqueles ativos financeiros não derivativos que não são classificados como: (a) empréstimos e recebíveis, (b) investimentos mantidos até o vencimento ou (c) ativos financeiros pelo valor justo por meio do resultado. Existem três tipos de níveis para a apuração do valor justo referente ao instrumento financeiro conforme exposto abaixo: Nível 1 - Dados provenientes de mercado ativo (preço cotado não ajustado) de forma que seja possível acessar diariamente, inclusive na data da mensuração do valor justo. Nível 2 - Dados diferentes dos provenientes de mercado ativo (preço cotado não ajustado) incluídos no Nível 1, extraído de modelo de precificação baseado em dados observáveis de mercado. Nível 3 - Dados extraídos de modelo de precificação baseado em dados não observáveis de mercado. A classificação dos instrumentos financeiros pela forma de apuração de seu valor justo está apresentada na nota explicativa nº 29. Os principais ativos financeiros reconhecidos pela Companhia são: caixa e equivalente de caixa; aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados, consumidores e concessionárias, títulos de créditos a receber, partes relacionadas, contas a receber da concessão, ativos financeiros setoriais, e instrumentos financeiros derivativos. Os principais passivos financeiros reconhecidos pela Companhia são: fornecedores, empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas, partes relacionadas, passivos financeiros setoriais, parcelamento de tributos e instrumentos financeiros derivativos. Um ativo financeiro não é mais reconhecido quando os direitos contratuais aos fluxos de caixa do ativo expiram, ou quando a Companhia transfere os direitos ao recebimento dos fluxos de caixa contratuais sobre um ativo financeiro em uma transação no qual, essencialmente, todos os riscos e benefícios da titularidade do ativo financeiro são transferidos. Os passivos financeiros são mensurados pelo custo amortizado usando-se a taxa de juros efetiva e contabilizados no resultado, exceto os derivativos que são mensurados pelo valor justo.

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A Companhia designa certos instrumentos de “hedge” relacionados a risco com variação cambial e taxa de juros dos empréstimos como “hedge” de valor justo. No início da relação de “hedge”, a Companhia documenta a relação entre o instrumento de “hedge” e o item objeto de “hedge” de acordo com os objetivos da gestão de riscos e estratégia financeira. Adicionalmente, no início do “hedge” e de maneira continuada, a Companhia documenta se o instrumento de “hedge” usado é altamente efetivo na compensação das mudanças de valor justo do item objeto de “hedge”, atribuível ao risco sujeito a “hedge”. A nota explicativa nº 29 traz mais detalhes sobre o valor justo dos instrumentos derivativos utilizados para fins de “hedge”. “Hedge” de valor justo: hedge de exposição às alterações no valor justo de ativo ou passivo reconhecido ou de compromisso firme não reconhecido, ou de parte identificada de tal ativo, passivo ou compromisso firme, que seja atribuível a um risco particular e possa afetar o resultado. Mudanças no valor justo dos derivativos designados e qualificados como “hedge” de valor justo são registradas no resultado juntamente com quaisquer mudanças no valor justo dos itens objetos de “hedge” atribuíveis ao risco protegido. A contabilização do “hedge accounting” é descontinuada prospectivamente quando a Companhia cancela a relação de “hedge”, o instrumento de “hedge” vence ou é vendido, rescindido ou executado, ou quando não se qualifica mais como contabilização de “hedge”. O ajuste ao valor justo do item objeto de “hedge”, oriundo do risco de “hedge”, é registrado no resultado a partir dessa data; c. Consumidores e concessionárias – englobam, principalmente, o fornecimento de energia elétrica faturada

e não faturada, esta última apurada por estimativa reconhecida pelo regime de competência, até o encerramento das demonstrações financeiras;

d. Provisão para créditos de liquidação duvidosa - foi constituída em bases consideradas suficientes para fazer face a eventuais perdas na realização dos créditos, levando em conta os critérios estabelecidos pela ANEEL;

e. Estoques - os estoques estão valorizados ao custo médio da aquisição e não excedem os seus custos de aquisição ou seus valores de realização;

f. Contas a receber da concessão – representa a parcela do capital investido na infraestrutura, não amortizada no período da concessão, a ser indenizada ao final da concessão. Com a publicação da Medida Provisória nº 579/2012, convertida na Lei nº 12.783/2013, foi confirmada a utilização do VNR – Valor Novo de Reposição pelo Poder Concedente para pagamento de indenização dos ativos não amortizados no vencimento da concessão. Por esta razão, a Companhia registrou desde o exercício de 2013 como receita financeira o valor correspondente a diferença entre o VNR e o custo histórico contábil. Em dezembro de 2015 por ter sido concluído o processo de renovação das concessões, por mais 30 anos a contar de 07 de julho de 2015, a Companhia efetuou novos cálculos do ativo financeiro, transferindo para o intangível o saldo correspondente aos bens vinculados a concessão que serão amortizados de acordo com o novo prazo deferido pelo poder concedente. Esses ativos foram classificados como disponível para venda, cujos efeitos estão detalhados na nota explicativa nº 14;

g. Ativos e passivos financeiros setoriais– referem-se aos ativos e passivos decorrentes das diferenças temporárias entre os custos homologados da Parcela A e outros componentes financeiros, que são incluídos nas tarifas 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 da Companhia sempre que os custos homologados e incluídos na tarifa são inferiores aos custos efetivamente incorridos, ou uma obrigação quando os custos homologados são superiores aos custos incorridos. Esses valores são efetivamente liquidados por ocasião dos próximos períodos tarifários ou, em caso de extinção da concessão com a existência de saldos apurados que não tenham sidos recuperados, serão incluídos na base de indenização já prevista quando da extinção por qualquer motivo da concessão. Considerando-se que o contrato de concessão da Companhia está atualizado, para inclusão da base de indenização dos saldos remanescentes de diferenças temporárias entre os valores homologados e incluídos nas tarifas vigentes e aqueles que são efetivamente incorridos ao longo do período de vigência, e considerando a orientação técnica OCPC-08

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(Reconhecimento de Determinados Ativos e Passivos nos Relatórios Contábil - Financeiros de Propósito Geral das Distribuidoras de Energia Elétrica emitidos de acordo com as Normas Brasileiras e Internacional de Contabilidade), a Companhia passou a ter um direito ou obrigação incondicional de receber ou entregar caixa ou outro instrumento financeiro ao Poder Concedente e, portanto, passou a registrar os valores dentro de seus respectivos períodos de competência. Esses ativos e passivos estão detalhados na nota explicativa nº 11;

h. Intangível – (i) contrato de concessão: representa a infraestrutura operada pela Companhia na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica. A amortização está baseada no padrão de consumo dos benefícios esperado durante o prazo da concessão; e (ii) direito de uso de concessão: pagos na aquisição do controle acionário da distribuidora de energia elétrica. A amortização está sendo realizada pelo prazo de concessão da Companhia, ou seja, em 30 anos com vencimento para 07 de julho de 2045;

i. Juros e encargos financeiros - são capitalizados às obras em curso, com base na taxa média efetiva de captação;

j. Redução a valor recuperável – a Companhia avalia o intangível com vida útil definida quando há indicativos de não recuperação do seu valor contábil. Ativo financeiro: Um ativo financeiro não mensurado pelo valor justo por meio do resultado é avaliado a cada data de apresentação para apurar se há evidência objetiva de que tenha ocorrido perda no seu valor recuperável. Um ativo tem perda no seu valor recuperável se uma evidência objetiva indica que um evento de perda ocorreu após o reconhecimento inicial do ativo, e que aquele evento de perda teve um efeito negativo nos fluxos de caixa futuros projetados que podem ser estimados de uma maneira confiável. A evidência objetiva de que os ativos financeiros perderam valor pode incluir: (i) o atraso ou não pagamento por parte do devedor; (ii) a reestruturação do valor devido a Companhia sobre condições que não as mesmas consideradas em outras transações da mesma natureza; (iii) indicações de que o devedor ou emissor entrará em processo de falência; e (iv) o desaparecimento de um mercado ativo para um título. Além disso, para um instrumento patrimonial, um declínio significativo ou prolongado em seu valor justo abaixo do seu custo é evidência objetiva de perda por redução ao valor recuperável. A Companhia considera evidência de perda de valor para recebíveis e títulos de investimentos mantidos até o vencimento tanto no nível individualizado como no nível coletivo. Todos os recebíveis e títulos de investimento mantidos até o vencimento individualmente significativos são avaliados quanto à perda de valor específico. Todos os recebíveis e títulos de investimentos mantidos até o vencimento individualmente significativos identificados como não tendo sofrido perda de valor são então avaliados coletivamente quanto a qualquer perda de valor que tenha ocorrido, mas não tenha sido ainda identificada. Recebíveis e investimentos mantidos até o vencimento que não são individualmente importantes são avaliados coletivamente quanto à perda de valor por agrupamento conjunto desses títulos com características de risco similares. Ao avaliar a perda de valor recuperável de forma coletiva a Companhia utiliza tendências históricas da probabilidade de inadimplência, do prazo de recuperação e dos valores de perda incorridos, ajustados para refletir o julgamento da administração quanto às premissas se as condições econômicas e de crédito atuais são tais que as perdas reais provavelmente serão maiores ou menores que as sugeridas pelas tendências históricas. Uma redução do valor recuperável com relação a um ativo financeiro medido pelo custo amortizado é calculada como a diferença entre o valor contábil e o valor presente dos futuros fluxos de caixa estimados descontados à taxa de juros efetiva original do ativo. As perdas e os juros dos ativos financeiros são reconhecidos no resultado e refletidos em conta de provisão contra recebíveis, quando perdas, e reversão de desconto, quando juros. Quando um evento subsequente indica reversão da perda de valor, a diminuição na perda é revertida e registrada no resultado. Perdas de valor (redução ao valor recuperável) nos ativos financeiros disponíveis para venda são reconhecidas pela reclassificação da perda cumulativa que foi reconhecida em outros resultados abrangentes no patrimônio líquido para o resultado. A perda cumulativa que é reclassificada de outros resultados abrangentes para o resultado é a diferença entre o custo de aquisição, líquido de qualquer reembolso e

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amortização de principal, e o valor justo atual, decrescido de qualquer redução por perda de valor recuperável previamente reconhecida no resultado. As alterações nas provisões de perdas por redução ao valor recuperável, atribuíveis ao método dos juros efetivo, são reconhecidos no resultado financeiro. Ativo não financeiro: A Administração da Companhia, revisa o valor contábil líquido de seus ativos tangíveis e intangíveis com objetivo de avaliar eventos ou mudanças nas circunstâncias econômicas operacionais ou tecnológicas para determinar se há alguma indicação de que tais ativos sofreram alguma perda por redução ao valor recuperável. Se houver tal indicação, o montante recuperável do ativo é estimado com a finalidade de mensurar o montante dessa perda, se houver. Quando não for possível estimar o montante recuperável de um ativo individualmente, a Companhia calcula o montante recuperável da unidade geradora de caixa à qual pertence o ativo. Quando uma base de alocação razoável é consistente pode ser identificada, os ativos corporativos também são alocados às unidades geradoras de caixa individuais ou ao menor grupo de unidades geradoras de caixa para o qual uma base de alocação razoável e consistente possa ser identificada. Para fins de avaliação do valor recuperável dos ativos através do valor em uso, utiliza-se o menor grupo de ativos para o qual existem fluxos de caixa identificáveis separadamente (unidades geradoras de caixa – UGC). Uma perda é reconhecida na demonstração do resultado, pelo montante em que o valor contábil do ativo ultrapasse seu valor recuperável. Uma perda do valor recuperável anteriormente reconhecida é revertida caso se tiver ocorrido uma mudança nos pressupostos utilizados para determinar o valor recuperável do ativo ou UGCs, desde quando a ultima perda do valor recuperável foi reconhecida. A reversão é limitada para que o valor contábil do ativo não exceda o seu valor recuperável, nem o valor contábil que teria sido determinado, líquido de depreciação, se nenhuma perda do valor recuperável tivesse sido reconhecida no ativo em exercícios anteriores. Essa reversão é reconhecida na demonstração dos resultados, caso aplicável. Os seguintes critérios são aplicados na avaliação do valor recuperável dos seguintes ativos: . Ativos intangíveis: os ativos intangíveis com vida útil indefinida são testados em relação a perda por redução ao valor recuperável anualmente na data do encerramento do exercício, individualmente ou em nível da unidade geradora de caixa, conforme o caso, ou quando as circunstancias indicarem perda por desvalorização do valor contábil. . Avaliação do valor em uso: as principais premissas usadas na estimativa do valor em uso é como segue: (i) Receitas – as receitas são projetadas considerando o crescimento da base de clientes, a evolução das receitas do mercado e a participação da Companhia neste mercado; (ii) Custos e despesas operacionais – os custos e despesas variáveis são projetados de acordo com a dinâmica da base de clientes, e os custos fixos são projetados em linha com o desempenho histórico da Companhia, bem como com o crescimento histórico das receitas; e (iii) Investimentos de capital – os investimentos em bens de capital são estimados considerando a infraestrutura tecnológica necessária para viabilizar a oferta da energia e dos serviços. As premissas principais são fundamentadas com base em projeções do mercado, no desempenho histórico da Companhia, nas premissas macroeconômicas são documentadas e aprovadas pela Administração da Companhia. Os testes de recuperação dos ativos imobilizados e intangíveis da Companhia não resultaram na necessidade de reconhecimento de perdas para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2015 e 2014, em face de que o valor recuperável excede o seu valor contábil na data da avaliação;

k. 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;

l. Derivativos - Os derivativos são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo; custos de transação atribuíveis são reconhecidos no resultado quando incorridos. Posteriormente ao reconhecimento inicial, os derivativos são mensurados pelo valor justo e as alterações são contabilizadas no resultado. Suas

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características estão demonstradas na nota explicativa nº 29. m. Imposto de renda e contribuição social - A despesa e receita com imposto de renda e contribuição social

compreendem os impostos de renda corrente e diferidos. O imposto diferido é contabilizado no resultado a menos que esteja relacionado a itens registrados em resultados abrangentes no patrimônio líquido. O imposto diferido é reconhecido com relação às diferenças temporárias entre os valores de ativo e passivo para fins contábeis e os correspondentes valores usados para fins de tributação.

O imposto de renda foi calculado à alíquota de 15% sobre o lucro tributável, acrescido do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$ 240 mil. A contribuição social foi calculada à alíquota de 9%. Embora os ativos e os passivos fiscais correntes sejam reconhecidos e mensurados separadamente, a

compensação no balanço patrimonial está sujeita aos critérios similares àqueles estabelecidos para os instrumentos financeiros. A entidade tem normalmente o direito legalmente executável de compensar o ativo fiscal corrente contra um passivo fiscal corrente quando eles se relacionarem com tributos sobre o lucro lançados pela mesma autoridade tributária e a legislação tributária permitir que a entidade faça ou receba um único pagamento líquido. Ativos de imposto de renda e contribuição social diferidos são revisados a cada data de fechamento e são reduzidos na medida em que sua realização não seja mais provável; n. Provisões - uma provisão é reconhecida no balanço quando a Companhia possui uma obrigação legal ou constituída como resultado de um evento passado, e é provável que um recurso econômico seja requerido para saldar a obrigação. As provisões são registradas tendo como base as melhores estimativas do risco envolvido. Os passivos relacionados a causas judiciais estão provisionadas por valores julgados suficientes pelos administradores e assessores jurídicos para fazer face aos desfechos desfavoráveis; o. Ajuste a valor presente - determinados títulos a receber são ajustados ao valor presente com base em taxas de juros específicas, que refletem a natureza desses ativos no que tange a prazo, risco, moeda, condição de recebimento, nas datas das respectivas transações;

p. Dividendos - Os dividendos declarados com montantes superiores aos dividendos mínimos obrigatórios após o período contábil a que se refere as demonstrações financeiras, por não se constituírem uma obrigação presente, são apresentados destacados no patrimônio líquido, não sendo constituído o respectivo passivo até a sua efetiva aprovação;

q. Resultado - as receitas e despesas são reconhecidas no resultado do exercício pelo regime de competência. Uma receita não é reconhecida se há uma incerteza significativa na sua realização. A Companhia contabiliza receitas e custos durante o período de construção da infraestrutura utilizada na prestação de serviço de distribuição de energia elétrica. A Companhia terceiriza suas obras e, neste contexto, a Administração entende que essa atividade gera uma margem muito reduzida não justificando gastos adicionais para mensuração e controle dos mesmos;

r. Benefícios a empregados - Plano de suplementação de aposentadoria e pensão - A obrigação líquida da Companhia quanto aos planos de benefícios previdenciários nas modalidades benefício definido e contribuição definida é calculada através da estimativa do valor do benefício futuro que os empregados auferiram como retorno pelos serviços prestados no exercício atual e em exercícios anteriores, descontado ao seu valor presente. Quaisquer custos de serviços passados não reconhecidos e os valores justos de quaisquer ativos do plano são deduzidos. A taxa de desconto é o rendimento apresentado na data de apresentação das demonstrações financeiras para os títulos de dívida de primeira linha e cujas datas de vencimento se aproximem das condições das obrigações da Companhia e que sejam denominadas na mesma moeda na qual os benefícios têm expectativa de serem pagos. O cálculo é realizado anualmente por um atuário qualificado através do método de crédito unitário projetado. Quando o cálculo resulta em um benefício, o ativo a ser reconhecido é limitado ao total de quaisquer custos de serviços passados não reconhecidos e o valor presente dos benefícios econômicos disponíveis na forma de reembolsos futuros do plano ou redução nas futuras contribuições ao plano. Para calcular o valor presente dos benefícios econômicos, consideração é dada para quaisquer exigências de custeio mínimas que se aplicam a qualquer plano. Um benefício econômico está disponível se ele for realizável durante a vida do plano, ou na liquidação dos passivos do plano;

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s. Demais ativos e passivos (circulante e não circulante) - os demais ativos e passivos estão demonstrados

pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes rendimentos/encargos incorridos até a data do balanço; e

t. Demonstração do valor adicionado – preparada com base em informações obtidas dos registros contábeis, de acordo com o CPC 09 – Demonstração do Valor Adicionado. Tem por finalidade evidenciar a riqueza criada pela Companhia e sua distribuição durante determinado período e é apresentada conforme requerido pela legislação societária brasileira, como parte suplementar às demonstrações financeiras.

4. Informações por segmento

Um segmento operacional é um componente que desenvolve atividades de negócio das quais pode obter receitas e incorrer em despesas, incluindo receitas e despesas relacionadas com transações com outros componentes da Companhia. Todos os resultados operacionais dos segmentos são revistos frequentemente pela Administração para decisões sobre os recursos a serem alocados ao segmento e para avaliação de seu desempenho, e para o qual estão disponíveis nas demonstrações financeiras. Os resultados de segmentos que são reportados à Administração incluem itens diretamente atribuíveis ao segmento, bem como aqueles que podem ser alocados em bases razoáveis. O item não alocado compreende principalmente ativos corporativos. A Companhia atua somente no segmento de distribuição de energia elétrica em 24 municípios da região Oeste do Estado de São Paulo, e sua demonstração de resultado reflete essa atividade. 5. Caixa e equivalente de caixa, aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados

5.1. Caixa e equivalentes de caixa

Descrição 2015 2014 Caixa e depósitos bancários à vista 3.713 3.500 Aplicações financeiras de liquidez imediata: 44.859 51.414

Certificado de Depósito Bancário (CDB) 3.405 7.154 Compromissada (1) 41.454 44.260

Total de Caixa e equivalentes de caixa (2) 48.572 54.914

A carteira de aplicações financeiras de liquidez imediata é constituída, principalmente, por Certificados de Depósito Bancário (CDB’s) e Debêntures. A rentabilidade média ponderada da carteira consolidada em 31 de dezembro de 2015 equivale a 88,64% do CDI (100,86% do CDI em 31 de dezembro de 2014). (1) Operações compromissadas em debêntures - São operações de venda de títulos com compromisso de recompra assumido pelo vendedor, concomitante ao compromisso de revenda assumido pelo comprador. Essas operações possuem liquidez imediata, são remuneradas pelo CDI e estão lastreadas em debêntures emitidas pelo Banco. (2) Por cláusula contratual, essas aplicações financeiras são resgatáveis em até 90 dias da data de sua contratação pelas taxas contratadas.

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5.2. Aplicação no mercado aberto e recursos vinculados

Descrição 2015 2014 Avaliadas ao valor justo por meio do resultado

Certificado de Depósito Bancário (CDB) 143 697 Total de aplicações no mercado aberto e recursos vinculados - c irculante 143 697

A carteira de aplicações financeiras CDB´s. A rentabilidade média ponderada da carteira consolidada em 31 de dezembro de 2015 equivale a 88,64% do CDI (100,86% do CDI em 31 de dezembro de 2014). 6. Consumidores e concessionárias O saldo de Consumidores e concessionárias refere-se, substancialmente aos: (i) valores faturados de venda de energia elétrica a consumidores finais, concessionárias revendedoras, bem como a receita referente à energia consumida e não faturada; (ii) valores a receber relativos à energia comercializada na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE; e (iii) receita de uso da rede elétrica e os valores renegociados. A exposição aos riscos de crédito e uma análise de sensibilidade para ativos e passivos financeiros são divulgadas na nota explicativa nº 29.

Até 60 dias Mais de 60 dias

Até 90 dias

91 a 180 dias

181 a 360 dias

há mais de 360 dias 2015 2014

Valores correntes (1)Residencial 12.683 - 6.734 224 238 692 (1.153) 19.418 13.979 Industrial 5.120 - 1.073 108 157 1.330 (1.330) 6.458 5.507 Comercial 11.016 - 1.888 62 118 849 (967) 12.966 8.347 Rural 1.177 - 511 14 15 40 (40) 1.717 1.221 Poder público: 2.099 - 311 1 - 49 (49) 2.411 1.124 Iluminação pública 1.270 - 529 - - 333 (333) 1.799 186 Serviço público 2.465 - 288 - - 533 (533) 2.753 2.041 Serviço taxado 31 - 49 9 8 29 (29) 97 170 Fornecimento não faturado 20.316 - - - - - - 20.316 13.035 Arrecadação Processo Classificação 677 - - - - - - 677 1.403 Valores renegociados: - Residencial 100 91 45 19 26 135 (225) 191 137 Industrial 14 18 2 2 2 18 (24) 32 32 Comercial 52 44 25 4 11 69 (109) 96 169 Rural 6 3 2 - 1 1 (4) 9 3 Poder público: 871 369 113 - - 30 (143) 1.240 13 Iluminação pública - - - - - 249 (249) - - Serviço taxado 4 3 2 - 1 4 (7) 7 - (-) Ajuste valor Presente (4) - (1) - - - - - (1) (2)Subtotal -c lientes 57.901 527 11.572 443 577 4.361 (5.195) 70.186 47.365 Suprimento Energia - Moeda Nacional (2) 616 - - - - - - 616 554 Encargos de Uso da Rede Elétrica 5 - - - - - - 5 5 Outros (5) 8.164 - 410 14 22 731 (193) 9.148 10.889 Redução do uso do sistema de distribuição - - - - - - - - 185Total 66.686 527 11.982 457 599 5.092 (5.388) 79.955 58.998 Circulante 66.633 527 11.982 457 599 4.610 (5.388) 79.420 58.262 Não Circulante - - - - 538 - 538 736

Saldos a vencer Saldos venc idos Provisão para

devedores duvidosos

(3)

Total

Resultados de 2015


(1) Os vencimentos são programados para o 5º dia útil após a entrega das faturas, exceto os clientes do Poder Público que possuem 10 dias úteis para efetuar os pagamentos. Englobam, principalmente, o fornecimento fornecimento de energia elétrica faturada e não faturada, esta última apurada por estimativa reconhecida pelo regime de competência, até o encerramento do balanço. (2) A rubrica concessionárias inclui energia vendida na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE O saldo da conta suprimento de energia – moeda estrangeira em 31 de dezembro de 2015, refere-se ao registro dos valores referentes à comercialização de energia no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE no montante de R$616 (R$554 em 2014), deduzido das liquidações parciais ocorridas até 31 de dezembro de 2015. Esses saldos foram apurados com base em cálculos preparados e divulgados pela CCEE. A composição desses valores, incluindo os saldos registrados na rubrica “fornecedores” no passivo circulante de R$9.266 (R$6.348 em 2014), referente a aquisição de energia elétrica e aos encargos de serviços do sistema de R$9.552 (R$508 em 2014), conforme demonstrados a seguir:

Composição dos c réditos da CCEE 2015 2014

Saldos a vencer 78 16Créditos vinculados a liminares até dezembro de 2002 538 538

616 554 (-) Aquisição de energia CCEE (9.266) (6.348)(-) Encargos de serviços de sistema (9.552) (508)

(18.202) (6.302) As transações ocorridas na CCEE são liquidadas após 45 dias do mês de competência. Os valores da energia no curto prazo que se encontram vinculados a liminares podem estar sujeitos à modificação, dependendo de decisão dos processos judiciais em andamento, movidos por determinadas empresas do setor, relativos a interpretação das regras do mercado em vigor. Essas empresas, não incluídas na área do racionamento, obtiveram liminar que torna sem efeito o Despacho nº 288 da ANEEL, de 16 de maio de 2002, que objetivou o esclarecimento às empresas do setor sobre o tratamento e a forma de aplicação de determinadas regras de contabilização do MAE (atualmente CCEE), incluídas no Acordo Geral do Setor Elétrico. O pleito dessas empresas envolve a comercialização da cota-parte de Itaipu no sub-mercado Sudeste/Centro-Oeste durante o período de racionamento de 2001 a 2002, quando havia discrepância significativa de preços na energia de curto prazo entre os sub-mercados. A Companhia não constituiu provisão para créditos de liquidação duvidosa sobre os saldos vinculados às referidas liminares, por entender que os valores serão integralmente recebidos seja dos devedores que questionaram os créditos judicialmente ou de outras empresas que vierem a ser indicadas pela CCEE. Uso de Estimativas: Compra e venda de energia elétrica na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE – os registros das operações de compra e venda de energia na CCEE estão reconhecidos pelo regime de competência de acordo com os cálculos preparados e divulgados pela entidade ou por estimativa da Administração da Companhia, quando as informações não estão disponíveis tempestivamente. (3) Provisão para créditos de devedores duvidosos - foi constituída em bases consideradas suficientes para fazer face às eventuais perdas na realização dos créditos e se baseiam nas instruções da ANEEL a seguir resumidas: a. Análise individual do saldo a receber de clientes com débitos relevantes, por classe de consumo, considerado de difícil recebimento e avaliando, inclusive, casos de créditos em cobrança judicial ou que possua títulos de precatórios atrelados aos seus pagamentos; b. Consumidores residenciais com faturas vencidas há mais de 90 dias; c. Consumidores comerciais com faturas vencidas há mais de 180 dias; d. Consumidores industriais, rurais, poderes públicos, iluminação pública, serviços públicos e outros com faturas vencidas há mais 360 dias; e e. Contratos renegociados – (i) parcelas vencidas – são provisionadas as parcelas (ii) mais de 3 parcelas vencidas – são provisionadas as parcelas vencidas e a vencer. Segue movimentação ocorrida no exercício de 2015 e 2014:

Movimentação das provisões 2015 2014

Saldo - inic ial c irculante - 2014 e 2013 19.552 16.753Provisões constituídas no exercício 1.884 2.959Reversão de provisões no exercício (561) (160)Saldo - final c irculante - 2015 e 2014 20.875 19.552Alocação:Consumidores e Concessionárias 5.388 4.084Títulos de créditos a receber 3.409 3.409Outros - Cheque em cobrança/Banco Daycoval 12.078 12.059 20.875 19.552

Resultados de 2015


(4) Ajuste a valor presente: refere-se ao valor de ajuste para os contratos renegociados sem a inclusão de juros e para aqueles renegociados com taxa de juros de WACC do setor (antes dos tributos). Para o desconto a valor presente utilizou-se uma taxa de 11,36% a.a. (conforme Resolução Homologatória nº 1.874 de 07 de abril de 2015), que a ANEEL considera como a taxa de retorno adequada para os serviços de distribuição de energia, cuja metodologia está definida na Resolução Normativa ANEEL nº 457 de 8 de novembro de 2011. Essa taxa é compatível com a natureza, o prazo e os riscos de transações similares em condições de mercado na situação atual. A Administração da Companhia entende que essa taxa de desconto representa adequadamente o custo de capital. (5) Inclui participação financeira, encargos de capacidade emergencial e outros créditos de consumidor. 7. Títulos de créditos a receber

2015 2014

Valor de aquisição de créditos fiscais (a) 7.447 7.447(-) Provisão na aquisição de créditos fiscais (a) (4.038) (4.038)(-) Perda no valor recuperável (a) (3.409) (3.409)Outros títulos a receber 1.834 1.388Total - Circulante 1.834 1.388 (a) A Companhia adquiriu, em 2003, créditos de origem não tributária decorrentes da condenação da União Federal em ação indenizatória, com a finalidade de compensação de impostos e contribuições administrados pela Secretaria da Receita Federal, reconhecidos por decisão judicial transitada em julgado. Os referidos créditos estão sob discussão judicial, em ação judicial movida pela detentora do crédito contra a União Federal. A Companhia ingressou nesta ação com pedido de assistência o que foi indeferido pelo Juiz de Primeira Instância por fundamentos de ordem meramente processual. Contra a referida decisão, foi apresentado recurso, que aguarda apreciação pelo Tribunal Regional Federal da 1ª Região. Com a adesão ao Parcelamento Excepcional – PAEX, nos termos da Medida Provisória nº 303/2006, em 15/12/2006, a Companhia desistiu da compensação tributária de referidos créditos e mantém a discussão judicial, com a finalidade de ver reconhecido seu direito ao crédito. A recuperação do crédito depende do sucesso da referida ação judicial, sendo considerado possível o êxito da ação pelos assessores jurídicos da Companhia. A Administração da Companhia reconheceu provisão para perdas no valor recuperável desse ativo. 8. Impostos a recuperar

2015 2014

Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS (a) 11.191 7.127Imposto de Renda (b) 3.104 1.612Contribuição Social (b) 764 343Contribuição Pis e Cofins (c) 2.655 2.010Outros 592 544Total 18.306 11.636

Circulante 8.834 7.954Não Circulante 9.472 3.682

(a) Refere-se aos créditos de ICMS originados das aquisições dos equipamentos e materiais para o ativo intangível e imobilizado, realizáveis nos próximos 48 meses mediante as compensações mensais com o imposto incidente sobre a venda de energia elétrica aos consumidores. (b) Saldos negativos de imposto de renda e contribuição social apurados no ano calendário de 2015 e em exercícios anteriores, decorrentes de estimativas pagas à maior, que serão utilizados para compensação de tributos administrados pela Receita Federal do Brasil - RFB e à medida que forem sendo pagas as prestações do parcelamento ordinário da Lei nº 11.941/2009 (vide nota explicativa nº 19), e desde que o montante já pago exceda o valor do imposto ou da contribuição, determinados com base nos resultados apurados nos respectivos exercícios. (c) Corresponde substancialmente a créditos não cumulativos de PIS e COFINS apurados utilizando como base a despesa de depreciação dos ativos intangíveis elétricos. 9. Reajuste tarifário, revisão tarifária extraordinária e revisão tarifária periódica

9.1. Reajuste tarifário: Pela execução dos serviços, a concessionária tem o direito de cobrar dos consumidores às tarifas determinadas e homologadas pelo Poder Concedente. Os valores das tarifas serão reajustados em periodicidade anual e a receita da concessionária será dividida em duas parcelas: Parcela A (composta pelos custos não gerenciáveis) e Parcela B

Resultados de 2015


(custos operacionais eficientes e custos de capital). O reajuste tarifário anual tem o objetivo de repassar os custos não gerenciáveis e atualizar monetariamente os custos gerenciáveis. A ANEEL, através da Resolução Homologatória n.º 1.888, de 05 de maio de 2015, aprovou o reajuste tarifário da Companhia em vigor desde 10 de maio de 2015, cujo impacto tarifário médio percebido pelos consumidores foi de um aumento de 1,85%. 9.2. Reajuste tarifário extraordinário: A Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), em reunião realizada em 27 de fevereiro de 2015, deliberou por conceder, a partir de 02 de março de 2015, revisão tarifária extraordinária (RTE) diferenciada para todas as concessionárias de distribuição de energia elétrica do país. O efeito médio para a Companhia foi de 29,4%. A revisão tarifária extraordinária (RTE) aplicada tem por objetivo adequar a cobertura tarifária dos custos atuais com Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e compra de energia. 9.3. Revisão tarifária: A revisão tarifária periódica ocorre a cada 4 anos sendo a próxima revisão em maio de 2016. Neste processo, a ANEEL procede ao recálculo das tarifas, considerando as alterações na estrutura de custos e mercado da concessionária, estimulando a eficiência e a modicidade das tarifas. Os reajustes e as revisões são mecanismos de atualização tarifária, ambos previstos no contrato de concessão. A Concessionária também pode solicitar uma revisão extraordinária sempre que algum evento provoque significativo desequilíbrio econômico-financeiro da concessão. A ANEEL através da Resolução Homologatória nº 1.288 de 08 de maio de 2012, aprovou o resultado da terceira revisão tarifária da Companhia em vigor desde 10 de maio de 2012, que representou um efeito tarifário médio para o consumidor de 7,60%.

9.4. Bandeiras tarifárias: Desde janeiro de 2015, as contas de energia sofreram a aplicação do Sistema de Bandeiras Tarifárias. O acionamento da bandeira tarifária será sinalizado mensalmente pela ANEEL, de acordo com as informações prestadas pelo Operador Nacional do Sistema – ONS, conforme a capacidade de geração de energia elétrica no país. As bandeiras verde, amarela e vermelha indicarão se a energia custará mais ou menos, em função das condições de geração de eletricidade. • Bandeira verde: condições favoráveis de geração de energia. A tarifa não sofre nenhum acréscimo; • Bandeira amarela: condições de geração menos favoráveis. A cobrança iniciou em janeiro de 2015, com a tarifa aplicada de R$1,50, a partir de março foi de R$3,50 e em setembro de 2015 alterou para R$2,50 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos. Em fevereiro de 2016 nova alteração para R$1,50 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos; • Bandeira vermelha: condições mais custosas de geração. A cobrança iniciou em janeiro de 2015, com a tarifa aplicada de R$3,00, a partir de março foi de R$5,50 e em setembro de 2015 alterou para R$4,50 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos. Em fevereiro de 2016 nova alteração quando passou a ter dois patamares de R$3,00 e R$4,50 aplicados a cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos.

Está sendo divulgado nas contas de energia, a aplicação das bandeiras para que o consumidor possa compreender então, qual bandeira estaria valendo no mês atual. As bandeiras tarifárias são homologadas pela ANEEL, a cada ano civil, considerada a previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN, cabendo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE criar e manter a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias, destinada a administrar os recursos decorrentes da aplicação das bandeiras tarifárias instituídas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.

Resultados de 2015


10. Outros créditos

2015 2014

Adiantamentos a empregados 54 32 Adiantamentos a fornecedores 552 696 Dispêndios a reembolsar 23 374 Ordens de alienação e desativações em curso (a) 499 136 Alienação de Bens e Direitos 1.217 809 Banco Daycoval (b) 11.988 11.988 (-) PCLD Banco Daycoval (b) (11.988) (11.988)Cessão de Crédito Centrais Elétricas do Pará - Celpa (c) 2.047 2.047 (-) AVP - Cessão de Crédito Centrais Elétricas do Pará - Celpa (c) (685) (826)Despesas pagas antecipadamente 908 76 Subvencão CDE - descontos tarifários (d) 120 8.272 Baixa Renda - tarifa social (e) 1.584 1.910 Outros créditos a receber 143 100Provisão de crédito de liquidação duvidosa (90) (71) Total 6.372 13.555

Circulante 5.004 12.333Não Circulante 1.368 1.222

(a) Refere-se às ordens de desativações em curso relativas as UAR (Unidades de Adição e Retirada), determinadas por motivos técnico-operacionais e sinistro, que se encontram em fase de análise e recuperação para o retorno ao intangível. (b) Refere-se à transferência de valores efetuada pelo Banco Daycoval S.A. para a conta corrente da acionista Rede Energia S.A. – em Recuperação Judicial, em 28 de fevereiro de 2012, para quitação de dívidas vencidas por antecipação desta holding, conforme justificativa da Instituição Financeira. A Administração da Companhia considera essa transferência indevida e está questionando judicialmente a sua devolução. O Plano de Correção das Falhas e Transgressões (Plano ANEEL), apresentado à Agência Reguladora em 26 de outubro de 2012, no âmbito da intervenção administrativa, previa o ressarcimento à Companhia, mediante aquisição da posição do Banco Daycoval S.A. pela Rede Energia S.A. – em Recuperação Judicial que era condição de aprovação do plano pela ANEEL. Ocorre que o Plano ANEEL foi aditado após a aprovação do Plano de Recuperação Judicial, pela Assembleia Geral de Credores da Recuperação Judicial da Rede Energia S.A. – em Recuperação Judicial, que prevê a venda do controle do Grupo Rede à ENERGISA. Em 17 de dezembro de 2013 a ANEEL aprovou, através da Resolução Autorizativa nº 4.463, o Plano ANEEL e acolheu a proposta da ENERGISA de ressarcir à CAIUÁ por meio de um AFAC – Adiantamento para futuro aumento de capital, no valor equivalente ao saque efetuado pelo Daycoval. Dessa forma, a realização do ativo passou a depender tão somente da demanda judicial movida contra o Banco Daycoval S.A. e, por isto, passou a ser tratada como um ativo contingente. Por este fato a Administração decidiu provisionar a perda deste valor enquanto aguarda o andamento do questionamento jurídico. (c) Crédito a receber da Centrais Elétricas do Pará S.A. – CELPA – em “Recuperação Judicial”, oriundo de transações entre partes relacionadas. Os créditos intra-grupo foram parcialmente assumidos pela Rede Power do Brasil S.A., até onde se compensavam, que quitou perante às Partes Relacionadas a parcela do crédito assumido. Do saldo total de R$2.967 que a Companhia tem direito, cerca de 69% (R$2.047) foram assumidas pela Rede Power do Brasil S.A. e o restante será pago em parcelas semestrais a partir do último dia do mês de setembro de 2019, com conclusão em setembro de 2034. . A Companhia procedeu, até dezembro de 2015, ao cálculo do AVP – Ajustes a Valor Presente utilizando a taxa de 11,36% a.a.. (d) Subvenção CDE – desconto tarifário - Refere-se a recursos transferidos às concessionárias autorizados pelo Governo Federal, através do Decreto nº 7.891 de 23 de janeiro de 2013, para fazer frente à Subvenção CDE para os descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica, nos termos do inciso VII do caput do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002. A Companhia desde 02 de setembro de 2015, possui ação ordinária onde foi ajuizado o direito de promover mensalmente a compensação das subvenções a receber de CDE e baixa renda, com os valores a pagar de CDE com a Eletrobrás. Desta forma, desde outubro de 2015, foram compensados R$11.240 referente a subvenção CDE e R$1.414 referente subvenção baixa renda.

O saldo em 31 de dezembro de 2015, inclui basicamente as diferenças apuradas entre a Resolução Homologatória e os valores efetivamente contabilizados no exercício, cujo ressarcimento a administração da Companhia espera receber da CDE no primeiro trimestre de 2016.

Resultados de 2015


Segue a movimentação ocorrida no exercício: 2015 2014

Saldo inic ial - c irculante – 2014 e 2013 8.272 737Desconto tarifário subvenção Irrigante e Rural 11.493 12.296Ressarcimento pela Eletrobrás (19.807) (4.761) Atualização monetária (*) 162 -Saldo final (c irculante) 120 8.272

(*) conforme regulamentação emitida pela ANEEL através da Resolução homologatória nº 1.857, de 27 de fevereiro de 2015.

(e) Baixa Renda - Tarifa Social – Repasse Despacho Aneel: O Governo Federal, por meio da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, determinou a aplicação da tarifa social de baixa renda, o que causou uma redução na receita operacional da Companhia que foi compensada por meio do Decreto Presidencial nº 4.538, de 23 de dezembro de 2002, em que foram definidas as fontes para concessão e subvenção econômica com a finalidade de contribuir para a modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais integrantes da subclasse residencial baixa renda. Conforme disposição da Lei nº 12.212, de 20 de janeiro de 2010, para o consumo mensal inferior ou igual a 30 kWh o desconto será de 65%, entre 31 kWh e 100 kWh o desconto será de 40% e entre 101 kWh e 220 kWh o desconto será de 10%. Segue a movimentação ocorrida no exercício:

2015 2014

Saldo inic ial - c irculante – 2014 e 2013 1.910 1.425 Subvenção Baixa Renda 4.070 4.164 Ressarcimento pela Eletrobrás (4.396) (3.679) Saldo final - c irculante – 2015 e 2014 1.584 1.910 11. Ativos e passivos financeiros setoriais

A conta de compensação dos valores da parcela A – CVA é o mecanismo destinado a registrar as variações de custos relacionados à compra de energia e encargos regulatórios, ocorridas no período entre reajustes tarifários e/ou revisões periódicas, de modo a permitir maior neutralidade no repasse dessas variações para as tarifas. Em 25 de novembro de 2014, a ANEEL decidiu aditar os contratos de concessão e permissão, das Companhias de distribuição de energia elétrica, com vistas a eliminar eventuais incertezas, até então existentes, quanto ao reconhecimento e à realização das diferenças temporais, cujos valores são repassados anualmente na tarifa de distribuição de energia elétrica – Parcela A (CVA) e outros itens financeiros. No termo aditivo emitido pela ANEEL, o órgão regulador garante que os valores de CVA e outros itens financeiros serão incorporados no cálculo da indenização, quando da extinção da concessão. De acordo com o OCPC 08 a contabilização dos saldos existentes passou a ser efetuada a partir do exercício da assinatura do aditivo ao contrato de concessão de forma prospectiva, ou seja, iniciado em dezembro de 2014. No termo aditivo emitido pela ANEEL, o órgão regulador garante que os valores de CVA e outros itens financeiros serão incorporados no cálculo da indenização, quando da extinção da concessão. Desta forma, os valores iniciais reconhecidos de ativos e passivos financeiros setoriais tiveram a contrapartida a receita de venda de bens e serviços.

Resultados de 2015


A Companhia contabilizou as variações destes custos como ativos e passivos financeiros setoriais conforme demonstrado a seguir:

Ativos financeiros setoriais

Saldo em 2014

Receita Operacional Resultado financeiro

Transferência Saldo em 2015

Valores em Amortização

Valores em Constituição Circulante

Não Circulante Adição Amortização Remuneração

Itens da Parcela A (i) Energia elétrica

comprada para revenda 24.017 45.289 (21.815) 3.282 143 50.916 9.402 41.514 36.589 14.327

Programa Incentivo Fontes Alternativas de Energia - PROINFA 542 311 (645) 114 - 322 323

306 16

Transporte de Energia Elétrica Rede Básica 4.039 3.126 (3.897) 634 - 3.902 1.832 2.070 3.148 754

Custo da Energia de Itaipu 50 437 (94) 28 - 421 44 377 294 127

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 278 15.823 (5.608) 1.009 - 11.502 2.804 8.698 8.531 2.971

Conta Consumo de Combustível - CCC 184 454 (489) 95 - 244 244 - 233 12 Componentes financeiros

Neutralidade da Parcela A (iii) 279 5.178 206 - 201 5.864 (118) 5.982 5.864 -

Outros itens financeiros 506 2.220 (1.051) - - 1.675 - 1.674 - 1.674

Total Ativo 29.895 72.838 (33.393) 5.162 344 74.846 14.531 60.315 54.965 19.881

Passivos financeiros setoriais

Saldo em 2014

Receita Operacional Resultado financeiro

Transferência Saldo em 2015

Valores em Amortização

Valores em Constituição Circulante

Não Circulante Adição Amortização Remuneração

Itens da Parcela A (i)

Encargo de serviços de sistema ESS 15.201 7.188 (13.692) 1.885 - 10.582 5.937 4.645 8.799 1.783 Componentes financeiros

Neutralidade da Parcela A (iii) 193 (131) (263) - 201 - - - - -

Sobrecontratação de energia (ii) 4.619 26.428 (628) 203 - 30.622 1.019 29.603 20.810 9.812

Outros itens financeiros (*) - 1.847 (1.401) (142) 143 447 653 (206) 273 174

Total Passivo 20.013 35.332 (15.984) 1.946 344 41.651 7.609 34.042 29.882 11.769 Saldo líquido 9.882 37.506 (17.409) 3.216 - 33.195 6.922 26.273 25.083 8.112 (*) Inclui R$174 de receita de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo, reconhecido como outros passivos financeiros setoriais conforme Despacho ANEEL nº245/2016, que determinou que para operacionalizar os efeitos contábeis em consonância com o Proret, a partir do 4º ciclo de Revisão Tarifária os novos valores decorrentes de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo deverão ser apropriados em Passivos Financeiros Setoriais– Devoluções Tarifárias sendo atualizados mensalmente de acordo com o índice de correção monetária estabelecido no Proret (IPCA) e somente começará a ser amortizado quando da homologação no 5ª Ciclo Reajuste Tarifário Periódico. (i) Valores tarifários não gerenciáveis a compensar da Parcela A – CVA A Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia nº 25, de 24 de janeiro de 2002, estabeleceu a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” - CVA, com o propósito de registrar as variações de custos, negativas ou positivas, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, relativos aos itens previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica. Estas variações são apuradas por meio da diferença entre os gastos efetivamente incorridos e os gastos estimados no momento da constituição da tarifa nos reajustes tarifários anuais. Os valores considerados na CVA são atualizados monetariamente com base na taxa SELIC.

Resultados de 2015


(ii) Repasse de sobrecontratação de energia (energia excedente) O Decreto n° 5.163, de 30 de julho de 2004, em seu art. 38, determina que no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica às tarifas dos consumidores finais, a ANEEL deverá considerar até 105% do montante total de energia elétrica contratada em relação à carga anual de fornecimento do agente de distribuição. Este repasse foi regulamentado pela Resolução ANEEL n° 255, de 6 de março de 2007.

As distribuidoras de energia elétrica são obrigadas a garantir 100% do seu mercado de energia por meio de contratos aprovados, registrados e homologados pela ANEEL, tendo também a garantia do repasse às tarifas dos custos ou receitas decorrentes das sobras e déficits de energia elétrica, limitados em 5% do requisito de carga. (iii) Neutralidade

Refere-se à neutralidade dos encargos setoriais na tarifa, apurando as diferenças mensais entre os valores faturados e os valores inseridos nas tarifas. 12. Transações com partes relacionadas

A Companhia é controlada pela REDE ENERGIA S/A (100% do capital total), que por sua vez detém o controle acionário da Energisa Mato Grosso do Sul – Distribuidora de Energia S/A (EMS), Energisa Tocantins – Distribuidora de Energia S/A (ETO), Caiuá Distribuição de Energia S/A (Caiuá), Companhia Força e Luz do Oeste (CFLO), Companhia Nacional de Energia Elétrica (CNEE), Empresa de Distribuição de Energia Elétrica do Vale Paranapanema S/A (EDEVP), Energisa Mato Grosso Distribuidora de Energia S/A (EMT), Multi Energisa Serviços S.A (Multi Energisa), Companhia Técnica e Comercialização de Energia S/A (REDECOM), Vale do Vacaria Açúcar e Álcool S/A, Companhia Geral e QMRA Participações S/A e Rede Power do Brasil S/A (REDE POWER) que também possui 36,83% de participação no capital social. A Rede Energia é controlada pela Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S/A (EEVP) (68,27%) que por sua vez é controlada pela Denerge Desenvolvimento Energético S/A (Denerge) (99,99%). Desde de 11 de abril de 2014 a Denerge é controlada pela Energisa (49,28%), BBPM Participações S/A (BBPM) (39,89%) e JQMJ Participações S/A (JQMJ) (10,81%). A BBPM passou a ser controlada pela Energisa (89,61%) e JQMJ com 10,38%. A Energisa controla a JQMJ (99,99%). Energisa S/A possui 15,02% e Denerge 11,79% da Rede Energia. Transações efetuadas durante o exercício pela Companhia: 12.1. Transações e saldos com empresas relacionadas

Despesas financeiras

(4)

Disponibilização do sistema de transmissão e distribuição (Receita) (1)

Serviços contratados (Despesa) (2) e (3)

Créditos com partes relacionadas

Débitos com partes

relacionadas

Recursos destinados para futuro aumento de

capital Saldos a receber (Consumidores e Concessionárias)

Saldos apagar (Fornecedores)

Companhia Nacional de Energia Elétrica - - - 7 - - 18 -

Cia Força e Luz do Oeste - - - - - - 136 - Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S/A

- - - 11 1 - 115 - Empresa Elétrica Bragantina S/A - - - 9 - - 127 13 Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S/A (1) - 2.396 - - - - 71 - Energisa Soluções Construções S/A (2) - - 4.612 - - - - - Energisa Soluções S/A (2) - - 1.593 - - - - 119 Energisa Serviços Aéreos de Aeroinspeção S/A - - 66 - - - - 62

Rede Energia S/A (5) - - - - - 22.590 - - Multi Energisa Serviços S/A (3) - - 223 - - - 22 2015 - 2.396 6.494 27 1 22.590 467 216 2014 2.019 2.723 - - 1.753 22.590 57 -

Resultados de 2015


(1) Energisa Mato Grosso do Sul – Distribuidora de Energia S/A - os valores de custo e uso de conexão estão suportados por contratos que foram submetidos à aprovação da ANEEL e foram efetuados em condições usuais de mercado. No curso normal dos negócios, a empresa compra e vende energia com empresas relacionadas nos termos de CCVE – Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica, CCEAR – Contratos de Comercialização no Ambiente Regulado, CCD – Contratos de Conexão ao Sistema de Distribuição e CUSD Contratos de Uso do Sistema de Distribuição. (2) Energisa Soluções S.A. e Energisa Soluções Construções S/A – Serviços de Manutenção – as transações com as empresas ligadas referem-se a serviços de manutenção de linhas, subestações, engenharia e de projetos. Os contratos que foram submetidos à aprovação da ANEEL e são referenciados ao modelo de empresa de referência utilizado pela área regulatória da ANEEL para fins regulatórios; (3) Multi Energisa S.A. – Serviços Administrativos – referem-se a serviços de CALL CENTER e Suporte a TI e foram submetidos à aprovação da ANEEL. Os custos são referenciados ao modelo de empresa de referência utilizado pela área regulatória da ANEEL para fins regulatórios; (4) Até o exercício de 2014 os mútuos foram remunerados com base em 100% do CDI com prazo de 24 meses e poderão ser prorrogados por iguais e sucessivos períodos; e (5) Refere-se a recursos para futuro aumento de capital que não são remunerados, recebidos da controladora Rede Energia, que serão capitalizados. 12.2. Remuneração dos administradores No exercício findo em 31 de dezembro de 2015 a remuneração da diretoria estatutária foi de R$414 (R$399 em 2014). Os encargos sociais sobre as remunerações totalizaram R$51 (R$127 em 2014). A maior e a menor remuneração atribuídas aos dirigentes e conselheiros, foram de R$12 e R$1 (R$9 e R$1 em 2014), respectivamente. A remuneração média anual de 2015 foi de R$5 (R$34 em 2014). Na AGE de 27 de abril de 2015, foi aprovado o limite global da remuneração anual dos administradores para o exercício de 2015 no montante de R$458 (R$1.718 em 2014). 12.3. Compartilhamento de Infraestrutura Atualmente as distribuidoras do Grupo Energisa compartilham algumas atividades, equipamentos e instalações de modo que as despesas são repassadas para as empresas por meio de contratos e aditamentos devidamente aprovados pela ANEEL por meio de despachos da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira quando necessário. • Compartilhamento de escritório comercial em Brasília: Contrato firmado entre as empresas CAIUÁ, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, ETO, EMT, EMS, EPB, EBO, ESE, EMG e ENF no qual os custos referentes ao escritório são apurados e suportados pela EDEVP e repassados mensalmente para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é até 31/12/2017 com a anuência da ANEEL por meio do Despacho 4.917 de 22/12/2014. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2015, foram de R$6 (R$31 em 2014). • Compartilhamento de serviços e infraestrutura de telefonia e comunicação: Contrato firmado entre as empresas CAIUÁ, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, ETO, EMT e EMS, referentes a infraestrutura de telefonia e comunicação são suportados pela CAIUÁ e repassados para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é até 28/08/2014 e foi dispensada a anuência da ANEEL por meio do Ofício nº 1.706/2007 e nº 994/2009. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2015, foram de R$8 (R$114 em 2014). • Compartilhamento de link de dados: Contrato firmado entre as empresas CAIUÁ, EDEVP, EEB, CNEE e CFLO, referentes ao link de dados são suportados pela CAIUÁ e repassados para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é até 28/08/2014 e foi dispensada a anuência da ANEEL por meio do Ofício nº 1.706/2007. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2015, foram de R$376. Em 2014 não houve gastos relativos a esse contrato. • Compartilhamento de instalações comerciais do Centro Integrado de Atendimento e Processos Comerciais em Presidente Prudente: Contrato firmado entre as empresas CAIUÁ, EDEVP, EEB, CNEE e CFLO, no qual os custos referentes aos processos de instalações comerciais são apurados e suportados pela CAIUÁ e repassados mensalmente para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é

Resultados de 2015


até 15/04/2017 com a anuência da ANEEL por meio do Ofício nº 1.543/2014. No exercício não foram apurados gastos relativos a este contrato, enquanto em 2014 foi de R$128. • Compartilhamento do atendimento 0800 a clientes grupo A: Contrato firmado entre as empresas CAIUÁ, EDEVP, EEB, CNEE e CFLO, no qual os custos referentes ao atendimento 0800 são apurados e suportados pela CAIUÁ e repassados mensalmente para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é até 18/02/2014, e possui dispensa de anuência da ANEEL por meio do Ofício nº 976/2008. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2015, foram de R$47 (R$2 em 2014). • Compartilhamento de escritório comercial em São Paulo Contrato firmado entre as empresas CAIUÁ, EDEVP, EEB, CNEE e CFLO, no qual os custos referentes ao escritório são apurados e suportados pela CAIUÁ e repassados mensalmente para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é até 26 de abril de 2018, com a anuência da ANEEL por meio do Despacho 1.239 de 27 de abril de 2015. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2015, foram de R$247 (R$95 em 2014).

13. Créditos tributários, impostos diferidos e despesa de imposto de renda e contribuição social corrente

Os impostos diferidos são oriundos de prejuízos fiscais e bases negativas de contribuição social, assim como diferenças temporárias, que estão registrados segundo as normas do CPC 32 e apresentado conforme normas do CPC 26. A estimativa consolidada para as realizações dos impostos diferidos está apresentada a seguir, ressaltando que as projeções de resultados utilizadas no estudo de recuperabilidade desses ativos foram aprovadas pelo Conselho de Administração. Impostos diferidos reconhecidos no balanço: 2015 2014

AtivoPrejuízos fiscais 55.078 - Base negativa da CSLL 19.854 64

Diferenças temporárias:Imposto de renda 13.192 8.577 Contribuição social 4.749 5.728

Total 92.873 14.369 PassivoDiferenças temporárias:Imposto de renda 18.666 2.892Contribuição social 6.719 1.041

Total 25.385 3.933Total líquido - ativo não c irculante 67.488 10.436

Resultados de 2015


A natureza dos créditos diferidos são:

Os valores de imposto de renda e contribuição social que afetaram o resultado do exercício, bem como a compensação dos créditos tributários registrados, são demonstrados como segue: 2015 2014

Lucro antes dos impostos 36.692 18.089 Alíquotas fiscal combinada 34% 34%Despesa de imposto de renda e da contribuição social calculadas às alíquotas fiscais (12.475) (6.150) Exclusão Receitas financeiras - REFIS Lei 12.996/14 - 1.237 Cred. Tributário Reconhecidos - Compensação Lei 12.996/14 - 6.173 Créditos tributários de períodos anteriores reconhecidos no exercício 69.328 - Despesa Indedutível (Receitas não tributadas) 197 730 Receita de imposto de renda e contribuição social Diferidos 57.050 1.990

Alíquota efetiva 155,48% 11,00%

Nos últimos exercícios sociais, a Caiuá apurou prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social, tendo somente constituído créditos tributários incorridos em exercícios anteriores, de acordo com as normas previstas no CPC. Em dezembro de 2015, em face da conclusão do processo de renovação de seu contrato de concessão, com a assinatura do quinto aditivo contratual (vide nota explicativa nº 1), a Companhia poderá manter suas atividades de distribuição de energia elétrica por mais 30 anos. Com a renovação da concessão, a Companhia passou a se enquadrar nas regras estabelecidas na legislação e de acordo com as projeções de resultados para os próximos exercícios, parte dos créditos tributários que possui escriturados em seus registros fiscais serão recuperados no próximos 10 (dez) anos. No exercício de 2015, foram constituídos créditos tributários no montante de R$69.328. Em 31 de dezembro de 2015 a Companhia possui créditos tributários não reconhecidos de IRPJ e CSLL no montante de R$ 5.298 e 2.593 respectivamente.

base de cálculo

IRPJ + CSLL

base de cálculo

IRPJ + CSLL

Ativo/PassivoPrejuízos fiscais 220.312 55.078 182.384 45.596 Base negativa da CSLL 220.600 19.854 182.899 16.461 Provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD 20.875 7.098 19.552 6.648 Provisão para riscos 4.662 1.585 4.962 1.687 Provisão ajuste atuarial - Res Abrangente 280 95 232 79 Outras provisões (honorários e outras) 267 90 95 32 Ajuste e valor presente 685 233 826 281 Outras exclusões temporárias 1.146 390 2.557 859 Créditos tributários não reconhecidos IRPJ - - (211.724) (52.931) Créditos tributários não reconhecidos CSLL - - (182.188) (16.397) Marcação a mercado - derivativos (41.468) (14.099) (1.684) (573) Passivos setorial financeiro (33.195) (11.286) (9.882) (3.360) Parcela do VNR das contas a receber da concessão e atualização 24.854 8.450 35.452 12.054

Total - Ativo não c irculante 419.018 67.488 23.481 10.436

2015 2014

Resultados de 2015


Em atendimento às disposições contidas na legislação, estima-se as seguintes realizações dos créditos fiscais da Companhia para os próximos exercícios:

Exercício Realizações de créditos fiscais

2016 5.9082017 5.6142018 8.7272019 8.0512020 10.4822021 a 2025 54.091Total 92.873

Uso de estimativa: os créditos tributários são reconhecidos com base nos prejuízos fiscais e bases negativas e em relação às diferenças temporárias entre os valores contábeis de ativos e passivos para fins contábeis e os correspondentes valores usados para fins de tributação. Se o reconhecimento ocorre na extensão em que seja provável que o lucro tributável dos próximos anos esteja disponível para ser usado na compensação dos créditos tributários, com base em projeções de resultados elaborados e fundamentadas em premissas internas e em cenários econômicos futuros que possibilitam a sua utilização. Periodicamente, os valores registrados são revisados e os efeitos, considerando os de realização ou liquidação, estão refletidos em consonância de acordo com a legislação fiscal. 14. Conta as receber da concessão

Em 14 de janeiro de 2013, foi publicada a Lei nº 12.783, conversão da Medida Provisória nº 579/2012, que vem determinar a utilização do VNR – Valor Novo de Reposição para valoração dos créditos a receber, ao final da concessão, a título de indenização dos investimentos efetuados e não recuperados por meio da prestação de serviços outorgados. A partir desta publicação foram alteradas as condições contratuais da concessão relacionadas à forma de remunerar as controladas pelos investimentos realizados na infraestrutura vinculados à prestação de serviços outorgados, que até o exercício de 2011, era reconhecido pelo custo histórico. A partir de 31 de dezembro de 2012 a Companhia passou a reconhecer o VNR – Valor novo de reposição, homologados pela ANEEL, dos ativos que compõe a concessão, corrigidos pela variação do IGPM. Em novembro de 2015 a ANEEL através da Resolução Normativa nº 686/2015 (Proret – Procedimentos de Regulação Tarifária) onde determinou que a base de remuneração fosse atualizada pela aplicação do IPCA. Com a aplicação do novo índice de atualização desde a última revisão tarifária, foram apurados efeitos de R$1.721, registrados em outras despesas financeiras na demonstração de resultado. No exercício findo em 31 de dezembro de 2015, foram reconhecidos em receita financeira – atualização do contas a receber da concessão – VNR o montante de R$11.231 (R$1.086 em 2014). Esse direito está classificado como disponível para venda no ativo não circulante. Em 31 de dezembro de 2015, o saldo dessa rubrica monta:

Movimentação 2015 2014

Ativo financeiro - 2014 e 2013 131.542 129.041 Adições no exercício (*) 21.858 4.600 Baixas no exercício (6.273) (3.185) Atualização contas a receber da concessão - VNR (**) 11.231 1.086 Transferência para intangível – Contrato de concessão (***) (146.133) - Ativo financeiro custo corrigido - 2015 e 2014 12.225 131.542

(*) Adições ocorridas no exercício referem-se à bifurcação. Em 2014, o montante inclui R$2.762 referente a transferência do intangível e R$1.838 foram valores de bifurcação ajustados no exercício. (**) Os ativos são atualizados pela variação mensal do IPCA, índice para atualização anual utilizada pelo regulador nos processos de reajuste tarifário.

Resultados de 2015


(***) A Companhia, concluiu em dezembro de 2015 o processo de renovação da concessão, tendo sido publicada Portarias por meio da qual o Ministério das Minas e Energia - MME deferiu os pedidos de prorrogação do Contrato de Concessão convocando os representantes legais da Distribuidora para a assinatura dos Termos Aditivos ao contrato de concessão. Após as assinaturas do Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, foram publicados, no Diário Oficial do dia 18 de dezembro de 2015, os Extratos dos Termos Aditivos que oficializaram a prorrogação da concessão das Distribuidoras até o dia 07 de julho de 2045. A Companhia de acordo com o novo prazo de exploração da concessão ora renovada efetuou novos cálculos de seus ativos considerando os novos prazos de amortizações, tendo reclassificado o montante de R$146.133 do contas a receber da concessão para o intangível em serviço. 15. Intangível Referem-se a parcela da infraestrutura utilizada na concessão da distribuição de energia elétrica a ser recuperada pelas tarifas elétricas durante o prazo da concessão. A mutação dos bens da concessão, é como segue:

Saldo 2014 Adição

Adição Ativo Financeiro

(*) Baixas (**) Amortização Transferências Saldo 2015 Custo:

Intangível em serviço Custo 210.119 - 193.398 (5.933) - 40.389 437.973 Amortização Acumulada (201.605) - - 5.205 (14.893) - (211.293) Subtotal 8.514 - 193.398 (728) (14.893) 40.389 226.680 Em Curso: 24.231 54.102 - (24.228) - (40.389) 13.716 Total 32.745 54.102 193.398 (24.956) (14.893) - 240.396 (-) Obrigações vinc. à concessão Em Serviço 9.552 - 47.265 - - 9.689 66.506 Amortização Acumulada (8.850) (6) - - (1.900) - (10.756) Em curso 10.447 7.754 - (2.370) - (9.689) 6.142 Total 11.149 7.748 47.265 (2.370) (1.900) - 61.892 Total Geral 21.596 46.354 146.133 (22.586) (12.993) - 178.504 (*) Adição – ativo contas a receber da concessão – referem-se aos valores do contas a receber da concessão transferidos para o intangível R$193.398 e de obrigações vinculadas à concessão – R$47.265, em face da renovação do contrato de concessão. (**) Baixas – das baixas no montante de R$22.586, R$21.858 foi transferido para o contas a receber da concessão e R$728 referem-se à baixas realizadas no exercício, contabilizadas em outras despesas operacionais.

Saldo 2013 Adição Baixas (*) Amortização Transferências

Saldo 2014 Custo:

Intangível em serviço Custo 212.289 - (2.447) - 277 210.119 Amortização Acumulada (186.615) - 1.785 (16.775) - (201.605) Subtotal 25.674 - (662) (16.775) 277 8.514 Em Curso: 12.634 28.856 (16.982) - (277) 24.231 Total 38.308 28.856 (17.644) (16.775) - 32.745 (-) Obrigações vinc. à concessão Em Serviço 21.652 - - - (12.100) 9.552 Amortização Acumulada (7.299) - - (1.551) - (8.850) Em curso 7.686 4.881 (14.220) - 12.100 10.447 Total 22.039 4.881 (14.220) (1.551) - 11.149 Total Geral 16.269 23.975 (3.424) (15.224) - 21.596

(*) As baixas efetuadas no exercício inclui, R$14.220 de obrigações especiais realizadas para o contas a receber da concessão, R$16.982 de intangíveis, resultando em R$2.762, transferido para o contas a receber da concessão, além de R$662 de baixas operacionais contabilizadas em outras despesas operacionais na demonstração de resultado do exercício.

Resultados de 2015


A infraestrutura utilizada pela Companhia nas suas operações é vinculada ao serviço público de distribuição de energia elétrica, não podendo ser retirada, alienada, cedidas ou dada em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução ANEEL nº 20/99, regulamenta a desvinculação da infraestrutura das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para sua desvinculação, quando destinados à alienação. Determina, também, que o produto da alienação seja depositado em conta bancária específica e os recursos reinvestidos na infraestrutura da própria concessão. A amortização está sendo efetuada pelo prazo da concessão com base nos benefícios econômicos gerados anualmente. A taxa média ponderada de amortização utilizada é de 4,29% (3,99% em de 2014). O saldo do intangível e do contas a receber da concessão está reduzido pelas obrigações vinculadas a concessão, que são representadas a seguir: Obrigações vinculadas à concessão 2015 2014

Contribuição do consumidor (1) 66.767 33.116 Participação da União - recurso CDE (2) 5 4 Participação do Governo do Estado (2) 39 12 Participação de Governos Municipais (2) - 6.595 Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Energia Reativa Excedente 5.837 4.060 (-) Amortização acumulada (10.756) (8.850) Total 61.892 34.937

Alocação: Contas a receber da concessão - 23.789 Intangivel em serviço 55.750 702 Intangivel em curso 6.142 6.386 Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Energia Reativa Excedente - 4.060Total 61.892 34.937

(1) As contribuições do consumidor representam a participação de terceiros em obras para fornecimento de energia elétrica em áreas não incluídas nos projetos de expansão das concessionárias de energia elétrica. (2) As subvenções da União – recursos CDE e a participação do Governo do Estado, são provenientes da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE e estão destinados ao Programa Luz para Todos. A reserva para reversão constituída até 31 de dezembro de 1971, representa o montante de recursos provenientes do fundo de reversão, os quais foram aplicados em projetos de expansão da Companhia, incidindo juros de 5 % a.a. pagos mensalmente. A partir da segunda revisão tarifária periódica, ocorrida em maio de 2008 as obrigações vinculadas a concessão (obrigações especiais) passaram a ser amortizadas pela taxa média de depreciação do ativo imobilizado da respectiva atividade em que tiverem sido aplicados os recursos das obrigações especiais. A partir da segunda revisão tarifária periódica, ocorrida em abril de 2008 as obrigações vinculadas a concessão (obrigações especiais) passaram a ser amortizadas pela taxa média de depreciação do ativo intangível da respectiva atividade em que tiverem sido aplicados os recursos das obrigações especiais. As novas adições, ocorridas a partir de 01 de janeiro de 2015, passaram a ser amortizadas de acordo com a data de aquisição, até estar totalmente amortizado. Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Energia Reativa Excedente A ANEEL, através da Resolução Normativa n° 463 de 22 de novembro de 2011, determinou que os valores provenientes do faturamento de multas por ultrapassagem de demanda e consumo de energia reativa excedente, a partir do 3° ciclo de revisões tarifárias, passem a ser contabilizadas como Obrigações Especiais. Anteriormente ao 3º ciclo esses valores eram contabilizados como receita operacional. A Companhia passou pelo 3º ciclo de revisão tarifária, em abril de 2013, a partir dessa data, o faturamento das ultrapassagens de demanda passou a ser contabilizado na rubrica Obrigações Especiais. A partir do 4° ciclo tarifário, iniciado em dezembro de 2015, os valores apurados no montante de R$174, foram contabilizados na rubrica de outros passivos financeiros setoriais. Até 31 de dezembro de 2015, o montante contabilizado naquela rubrica é de R$5.837 (R$4.060 em 2014), devendo ser amortizada a partir do próximo ciclo tarifário.

Resultados de 2015


A ABRADEE (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica), como representante das distribuidoras de energia elétrica, ingressou no judiciário questionando o tratamento dado a esse faturamento. 16. Fornecedores

2015 2014

Suprimento: CCEARs (leilão) (1) 17.229 23.470 CCEE (1) 9.266 6.348 Energia livre - CCEE (1) 470 470

Encargos de serviços do sistema (1) 1.683 - Encargos de uso da rede elétrica (1) 9.552 508 Materiais, serviços e outros (2) 4.630 3.973 Total - Circulante 42.830 34.769 (1) Refere-se a aquisição de energia elétrica de geradores, uso da rede básica e uso do sistema de distribuição, cujo prazo médio de liquidação é de 25 dias. (2) Refere-se as aquisições de materiais, serviços e outros, necessários à execução, conservação e manutenção dos serviços de distribuição e comercialização de energia elétrica, com prazo médio de liquidação de 40 dias. 17. Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas

O saldo dos empréstimos e financiamentos, bem como os encargos e demais componentes á eles relacionados, são como se segue:

2015 2014 Empréstimos e Financiamentos – moeda nacional 31.384 9.064

Empréstimos e financiamentos – moeda estrangeira 151.411 68.985 Encargos de dívidas – moeda nacional 96 79 Encargos de dívidas – moeda estrangeira 409 - (-) Marcação a mercado de dívidas (1.720) - Total 181.580 78.128 Circulante 2.163 609 Não Circulante 179.417 77.519 A composição de empréstimos e financiamentos, e as principais condições contratuais podem ser encontradas no

detalhamento abaixo:

Empresa / Operação

Total Encargos

Financeiros Anuais Vencimento Periodicidade Amortização

TIR (Taxa efetiva de juros) Garantias 2015 2014

Luz para Todos - Eletrobrás 248 564 6,0% a.a. (Pré) set-16 Mensal 6,00% F CCB – Santander 8.589 8.578 CDI + 2,28% a.a. jun-19 Mensal 15,52% F + A

Repasse BNDES I – Itaú (1) 14.126 - TJLP + 3,96% a

4,26% a.a. nov-21 Mensal 10,96% a 11,26% A

Repasse BNDES II – Itaú (1) 8.517 - SELIC + 4,34% nov-21 Mensal 17,66% A Total em Moeda Nacional 31.480 9.142

Resolução 4131 - Itaú BBA (2) 101.456 68.986 3,40% a.a. (Pré) nov-17 Mensal 50,41% A Resolução 4131 - Bank of America ML (2) 50.364 - 1,85% a.a. (Pré) jun-17 Mensal 48,86% A (-) Marcação à Mercado de Dívida (3) (1.720) - - - - -

Total em Moeda Estrangeira 150.100 68.986 Total 181.580 78.128

A = Aval Energisa S.A., F=Recebíveis.

Resultados de 2015


(1) A controladora final Energisa S/A., firmou um acordo de investimentos com a BNDES Participações S.A – BNDESPAR por meio de um sindicato de bancos, formado entre Itaú Unibanco S.A., Banco Bradesco S.A., Banco BTG Pactual S.A. e Banco Citibank S.A., visando o repasse no âmbito dos programas FINAME e FINEM, no montante de R$28.276, sujeito ao atendimento das condições estabelecidas entre os Agentes Repassadores e à confirmação, aprovação e disponibilidade de recursos por parte do BNDES. O Acordo de Investimentos prevê, ainda, o compromisso de implementar alterações no Estatuto Social da controladora final Energisa S/A de forma a adequá-lo às melhores práticas de governança e adesão ao Regulamento de Listagem do Nível 2 de Governança Corporativa da BM&F Bovespa em até 48 meses contatos da data de emissão das debentures de 7ª emissão da controladora final Energisa S.A. Até dezembro de 2015 foram liberados R$22.621, referente a 1ª tranche do programa do Acordo de Investimentos. Esses recursos serão destinados a expansão e modernização do sistema de distribuição de energia elétrica na área de concessão da companhia, além de investimentos na aquisição de máquinas e equipamentos e investimentos sociais não contemplados nos licenciamentos ambientais. Os contratos junto ao BNDES, possuem cláusulas restritivas que em geral, requerem a manutenção de certos índices financeiros em determinados níveis. Essas garantias são estruturadas a partir de indicadores estabelecidos pela controladora final Energisa S.A.. Em 31 de dezembro de 2015, os índices foram cumpridos.

(2) Os contratos em moeda estrangeira possuem proteção de swap cambial e instrumento financeiros derivativos (vide nota explicativa nº 29). (3) Estas operações estão sendo mensuradas ao valor justo por meio do resultado, de acordo com os métodos da contabilidade de “hedge” de valor justo e pela designação como “Fair Value Option” (nota explicativa nº 29). A Companhia possui Covenants para os contratos com o Itaú BBA e Bank of America. Essas garantias são estruturadas a partir de indicadores estabelecidos pelo controlador final (Energisa S.A.). Em 31 de dezembro de 2015, os índices foram cumpridos, apurados no consolidado Energisa S.A. A Companhia tem como prática contábil alocar o pagamento de juros na atividade de financiamento na demonstração do fluxo de caixa. Os principais indicadores utilizados para a atualização de empréstimos e financiamentos tiveram as seguintes variações percentuais nos exercícios:

Moeda/indicadores 2015 2014

US$ x R$ 47,01% 13,39%TJLP 7,00% 5,00%CDI 13,24% 10,81%SELIC 13,32% 10,90% Em 31 de dezembro de 2015, os financiamentos de longo prazo têm seus vencimentos assim programados:

2015

2017 152.9862018 7.7732019 7.7732020 6.3572021 4.528Total 179.417

Resultados de 2015


Seguem as movimentações ocorridas no exercício: Descrição 2015 2014

Saldos inic iais -2014 e 2013 78.128 30.301Novos empréstimos e financiamentos obtidos 62.621 73.500Encargos de dívidas - juros, variação monetária e cambial 47.881 5.712(-) Marcação Mercado Dívida (1.720) -Pagamento de principal (346) (29.540) Pagamento de juros (4.984) (1.856) Apropriação de custo de transação - 11Saldos finais - 2015 e 2014 181.580 78.128 Circulante 2.163 609Não circulante 179.417 77.519 18. Financiamento por arrendamento mercantil

A Companhia quitou em 2015 a totalidade do saldo arrendamento mercantil de R$24 referente a equipamentos, registrados no ativo intangível, adquiridos através de contrato de arredamento mercantil, com prazo de duração de 36 meses, com cláusulas de opção de compra e com taxas de juros de CDI + 3,72%. Seguem as movimentações ocorridas no exercício:

Descrição 2015 2014

Saldos inic iais - c irculante - 2014 e 2013 24 87 Ingressos - 7 Pagamento de principal (24) (68) Pagamento de juros - (2) Saldos finais - c irculante - 2015 e 2014 - 24 19. Tributos e Contribuições Sociais

19.1. Tributos e contribuições sociais correntes

2015 2014

Imposto s/ Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS (1) 21.425 15.417Encargos sociais 669 575Contribuições ao PIS e a COFINS (2) 5.147 1.891Imposto de renda retido na fonte – IRRF 49 20Outros 299 158Total 27.589 18.061 Circulante 18.367 11.005Não Circulante 9.222 7.056

(1) Do montante de R$21.425 (R$15.417 em 2014), R$8.611 (R$7.326 em 2014) refere-se a discussões de ICMS incidente sobre o faturamento de baixa renda.

Resultados de 2015


(2) Inclui Pis e Cofins diferidos referente: (i) R$480 – atualização sobre o contas a receber da concessão; e (ii) R$558 - ativos e passivos financeiros setoriais, ambos apurados a partir de julho de 2015. 19.2. Parcelamento de impostos

2015 2014

Imposto s/ Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS 29.170 31.556Total 29.170 31.556 Circulante 4.103 4.611Não Circulante 25.067 26.945 A Companhia, possui parcelamentos ordinários e de dívida ativa, débitos junto a Secretaria da Fazenda Estadual no montante de R$29.170 (R$31.556 em 2014), requerido em 2013 em 120 parcelas mensais, corrigidas pela variação da Selic. No exercício foram efetuados pagamentos de R$6.034 (R$59.047 em 2014), tendo registrado R$3.648 (R$13.313 em 2014) de atualização monetária, contabilizado na rubrica de juros/multas e o número de parcelas a serem quitadas são 87. Os saldos consolidados dos impostos parcelados estão assim programados:

2015 2014

2015 - 4.6112016 4.103 4.8992017 4.924 4.4402018 4.516 4.0332019 4.155 3.672Após 2019 11.472 9.901Total 29.170 31.556 20. Obrigações Intra setoriais

20.1. Taxas Regulamentares

2015 2014

Quota de Reserva Global de Reversão - RGR - 2.412Quota da Conta de Consumo de Combustível - CCC - 17.446Progr. de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA - 14.148Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 8.936 18.205Total 8.936 52.211 Circulante 8.936 50.325Não circulante - 1.886 A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, através do Despacho nº 213 de Janeiro de 2013, autorizou a Eletrobrás a suspender a cobrança dos encargos Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC, Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, Reserva Global de Reversão – RGR e Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, bem como financiamentos com recursos da RGR, vencidos e a vencer — não incluídos aqueles que se encontram em execução — até que sobrevenha o termo final da intervenção. No mesmo despacho, são indeferidos os pedidos de parcelamento dos encargos CCC, CDE, RGR e PROINFA, formulados pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica sob intervenção, pertencentes ao Grupo Rede Energia.

No segundo trimestre de 2014, após o Grupo Energisa passar a ser o controlador final da Companhia, foi efetuado o parcelamento dos débitos em atraso de CCC, CDE, RGR e PROINFA, sendo CCC e PROINFA em 12 parcelas, corrigido desde a data do vencimento original das quotas com juros de 1% ao mês e multa de 2% sobre o montante do débito e o saldo devedor será remunerado mensalmente pela variação da taxa do Sistema Especial de Liquidação e de Custódia – SELIC, CDE em 13 parcelas, corrigido desde a data do vencimento original das quotas com juros de 1% ao mês e multa de 2% sobre o montante do débito e o saldo devedor será remunerado mensalmente pela variação da taxa SELIC e RGR em 60 parcelas, corrigido desde a data do

Resultados de 2015


vencimento original das quotas com juros de 1% ao mês e multa de 5% sobre o montante do débito e o saldo devedor será remunerado mensalmente pela variação da taxa SELIC. O parcelamento dos referidos encargos CCC, CDE, RGR e PROINFA, foram liquidados antecipadamente no mês de Junho/2015. 20.2. Obrigação do Programa de Eficiência Energética O contrato de concessão da Companhia estabelece a obrigação de aplicar anualmente o montante de 1% da receita operacional líquida, em ações que tenham como objetivo o combate ao desperdício de energia elétrica e o desenvolvimento tecnológico do setor elétrico. Esse montante é destinado aos Programas de Eficiência Energética (PEE) e Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), a ser recolhido ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e ao Ministério de Minas e Energia (MME). A participação de cada um dos programas está definida pelas Leis nº 10.848 de 15 de março de 2004, nº 11.465 de 28 de março de 2007 e nº 12.212 de 20 de janeiro de 2010.

2015 2014

Fundo Nacional Desenv. Científico Tecnológico - FNDCT 209 100Ministério de Minas e Energia - MME 105 50Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 7.000 6.003Programa de Eficiência Energética - PEE 12.495 12.015Total 19.809 18.168Circulante 8.220 10.549Não circulante 11.589 7.619 A atualização das parcelas referentes ao PEE e P&D é efetuada pela taxa de juros SELIC, de acordo com as Resoluções Normativas ANEEL nº 176 de 28 de novembro de 2005, nº 219 de11 de abril de 2006, nº 300 de 12 de fevereiro de 2008, nº 316 de 13 de maio de 2008, nº 504 de 14 de agosto de 2012, nº 556 de 18 de junho de 2013 e Ofício Circular nº 1.644/2009-SFF/ANEEL de 28 de dezembro de 2009.

Por meio das Resoluções Normativas nº 316, de 13 de maio de 2008, alterada pela REN nº 504 de 14 de agosto de 2012 e nº 556 de 18 de junho de 2013, a ANEEL estabeleceu novos critérios para cálculo, aplicação e recolhimento dos recursos do programa de eficiência energética e pesquisa e desenvolvimento. Entre esses novos critérios, foram definidos os itens que compõem a base de cálculo das obrigações, ou seja, a receita operacional líquida e o cronograma de recolhimento ao FNDCT e ao MME. Os gastos realizados com os projetos de PEE e P&D estão registrados na rubrica de serviços em curso até o final dos projetos, quando são encerrados contra os recursos do programa. A realização das obrigações com o PEE e P&D por meio da aquisição de ativo intangível tem como contrapartida o saldo de obrigações especiais. 21. Provisões para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais A Administração da Companhia, fundamentada na opinião de seus consultores jurídicos, constituiu provisão para riscos de natureza trabalhistas e cíveis, como segue:

Trabalhistas Cíveis 2015 2014 Saldos inic iais - 2013 e 2014 2.630 2.332 4.962 9.107 Provisão contingências 3.419 2.909 6.328 3.744 Reversões de provisões (2.286) (1.419) (3.705) (7.580) Pagamentos (1.291) (2.216) (3.507) (702) Atualização monetária 322 262 584 393Saldos finais - 2015 e 2014 2.794 1.868 4.662 4.962Depósitos e cauções vinculados (*) 196 248

(*) A Companhia possui depósitos e cauções vinculados no ativo não circulante, no montante de R$9.028 (R$7.327 em 2014) dos quais R$8.832 (R$7.079 em 2014) não possuem provisões para riscos, entretanto R$8.611 (R$7.326 em 2014) deste valor, refere-se a discussões de ICMS incidente sobre o faturamento de baixa renda, cuja provisão está registrada na rubrica Tributos e Contribuições sociais no passivo não circulante.

Resultados de 2015


Perdas prováveis • Trabalhistas A maioria dessas ações tem por objeto discussões de ex-empregados pretendendo (i) recebimento de horas extras, (ii) de adicional de periculosidade, (iii) horas de sobreaviso, (iv) indenizações por danos decorrentes de acidente no trabalho, bem como ações de ex-empregados de prestadores de serviços contratados pela Companhia reclamando responsabilidade solidária ou subsidiária por verbas rescisórias. No exercício foram constituídas cerca de R$3.419 de aumento de provisões, principalmente relacionadas ao incremento do risco, básicamente envolvendo as discussões sobre o recebimento de horas extras, adicional periculosidade, sobreavisos, entretanto a Companhia realizou pagamentos da ordem de R$1.291, e por consequência reverteu provisões de R$2.286. Estes arquivamentos de processos esta basicamente relacionado as ações de empregados que discutiam o recebimento de horas extras e de horas de sobreaviso. • Cíveis Nos processos cíveis discutem-se principalmente (i) corte indevido de energia elétrica; (ii) inscrição indevida (SPC/Serasa); (iii) cancelamento / revisão de fatura de irregularidade de consumo; (iv) cancelamento / revisão de fatura de consumo normal; (v) ressarcimento de danos elétricos; (vi) ligação ou troca de titularidade de UC; (vii) incorporação / indenização por construção de rede particular de energia elétrica; (viii) ações indenizatórias de danos materiais e morais, decorrentes de desligamentos, oscilação de tensão, acidentes, dentre outros; (ix) servidões administrativas, entre outros. As provisões civeis no exercício foram incrementadas em mais R$2.909, principalmente relacionadas ao incremento do risco, básicamente envolvendo as discussões sobre os valores que compõe as faturas das notas fiscais/conta de energia elétrica e suspensão de fornecimento, entretanto a Companhia realizou pagamentos da ordem de R$2.216, e por consequência reverteu provisões de R$1.419. Estes arquivamentos de processos esta basicamente relacionado as ações relacionadas as irregularidades dos valores nas faturas, variações na tensão elétrica. A Administração entende que todas as provisões constituídas são suficientes para cobrir eventuais perdas com os processos em andamento. Com base na opinião de consultores jurídicos foram provisionados todos os processos judiciais, cuja probabilidade de desembolso futuro foi estimado como provável. Perdas possíveis A Companhia é parte passiva em processos de naturezas trabalhistas, cíveis e fiscais em andamento em um montante de R$8.508 (R$18.791 em 2014), cuja probabilidade de êxito foi estimada pelos consultores jurídicos como possível, não requerendo a constituição de provisão. A redução entre o valor atual e o valor informado em 2014 refere-se, principalmente, a exclusão de processos em que a empresa figura no polo ativo, antes incluídos nas notas explicativas. Segue os comentários de nossos consultores jurídicos referente às ações consideradas com riscos possíveis: • Trabalhistas As ações judiciais de natureza trabalhistas no montante de R$1.561 (R$2.332 em 2014), referem-se a discussões de ex-empregados que requerem recebimento de horas extras, de adicional de periculosidade, horas de sobreaviso, indenizações por danos decorrentes de acidente de trabalho, bem como ações de ex-empregados de prestadores de serviços contratados pela Companhia reclamando responsabilidade subsidiária por verbas rescisórias, ocorrendo somente atualização monetária no período. • Cíveis As ações judiciais de natureza cível no montante de R$2.480 (R$12.677 em 2014), referem-se, em sua grande maioria, a discussões sobre o valor de contas de energia elétrica, em que o consumidor requer a revisão ou o cancelamento da fatura; cobrança de danos materiais e morais pelo consumidor, decorrentes da suspensão do fornecimento de energia elétrica por falta de pagamento, por irregularidades nos aparelhos de medição ou decorrentes de variações de tensão elétrica ou de falta momentânea de energia, entre outros.

Resultados de 2015


A redução, refere-se principalmente alterações dos valores envolvidos no processo de Arbitragem 04/2012 - Processo Arbitral de Declaração de Nulidade de multa por inadimplemento Contratual, movido pela Multiner S.A, Termelétrica Itapebi S.A. e Termelétrica Monte Pascoal S.A.. As Requerentes pretendem a exoneração ou redução da multa prevista na Cláusula 11.1 dos CCEARs, gerando uma redução de R$12.109, além de alterações de provisão, reversão e atualização monetária e mudanças/alterações de prognóstico. • Fiscais As ações de natureza fiscais e tributárias no montante R$4.467 (R$3.782 em 2014) referem-se basicamente a discussões sobre: (i) ICMS e (ii) taxa de fiscalização. Uso de estimativas: A Companhia registrou provisões, as quais envolvem julgamento por parte da Administração, para riscos fiscais, trabalhistas e cíveis que, como resultado de um acontecimento passado é provável que uma saída de recursos envolvendo benefícios econômicos seja necessária para liquidar a obrigação e uma estimativa razoável possa ser feita do montante dessa obrigação está sujeita a várias reivindicações legais, cíveis e processos trabalhistas, que advêm do curso normal das atividades de negócios. O julgamento da Companhia é baseado na opinião de seus consultores jurídicos. As provisões são revisadas e ajustadas para levar em conta alterações circunstanciais tais como prazo de prescrição aplicável, conclusões de inscrições fiscais ou exposições identificadas com base em novos assuntos ou decisões de tribunais. 22. Patrimônio líquido

22.1. Capital Social O capital social, subscrito e integralizado é de R$283.267 (R$283.267 em 2014) está representado por 283.651 mil ações ordinárias (283.651 mil em 2014) todas nominativas sem valor nominal. Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 20 de maio de 2014, foi aprovado aumento de capital da Companhia em R$172.000, com emissão de 172.000 mil novas ações ordinárias, nominativas, e sem valor nominal. 22.2. Reserva de lucros – reserva legal Constituída com 5% do lucro líquido do exercício antes de qualquer outra destinação e limitada a 20% do capital social. 22.3. Dividendos O Estatuto Social determina a distribuição de um dividendo mínimo obrigatório de 25% do lucro líquido do exercício, ajustada na forma do artigo 22 da Lei nº 6.404/76. A ANEEL por meio da Resolução Autorizativa nº 4.463/2013 aprovou o Plano de Recuperação da Companhia tendo, dentre outros, estabelecido que a distribuição de dividendos acima do mínimo exigido pela legislação fica condicionada a uma relação entre a Dívida Líquida e o Lucro Antes de Juros, Impostos, Depreciação e Amortização – LAJIDA, menor ou igual a 3,5 (três vírgula cinco) vezes. A Companhia não apurou base de cálculo para distribuição de dividendos no exercício. 22.4. Outros resultados abrangentes Refere-se a contabilização do plano de benefício a empregados líquidos de impostos. Os referidos saldos estão contabilizados como Outros resultados abrangentes em atendimento ao CPC 26 - Apresentação das demonstrações contábeis.

Resultados de 2015


Segue movimentação nos exercícios de 2015 e 2014: 2015 2014

Saldo inic ial – 2014 e 2013 (69) (754) Ganhos e perdas atuariais benefícios pós-emprego (6) 1.037 Tributos sobre ganhos e perdas atuariais benefícios pós-emprego 2 (352) Saldo final – 2015 e 2014 (73) (69) 23. Receita operacional

Nº de consumidores MWh R$ Nº de

consumidores MWh R$

Residencial 203.549 444.551 268.308 190.307 449.272 183.500 Industrial 1.355 126.260 73.271 9.040 152.665 55.293 Comercial 20.668 283.497 163.590 19.643 285.651 108.842 Rural 11.807 61.892 23.714 11.711 65.564 16.177 Poder público 2.079 50.064 26.836 2.042 51.263 18.056 Iluminação pública 83 60.775 20.996 65 59.412 12.913 Serviço público 338 59.082 27.664 334 62.571 18.062 Consumo proprio 50 1.108 - 50 1.145 -Subtotal 239.929 1.087.229 604.379 233.192 1.127.543 412.843 Suprimento - 59.217 11.956 - 19.910 13.590 Fornecimento não faturado líquido - (340) 7.281 - (221) 430 Disponibilidade do sistema de transmissão e de distribuição - - 7.436 - - 5.793 Receita de construção (1) - - 44.182 - - 16.097 Subvenções vinculadas ao serviço concedido - - 15.563 - - 16.441 (-) Ultrapassagem demanda (4) - - (476) - - (417) (-) Excedente de reativos (4) - - (1.475) - - (1.086) Constituição e amortização – CVA ativa e passiva (2) - - 20.097 - - 9.787 Outras receitas operacionais - - 6.002 - - 13.971 Total - receita operac ional bruta 239.929 1.146.106 714.945 233.192 1.147.232 487.449 Deduções da receita operac ionalICMS - - 113.503 - - 79.397 PIS - - 10.664 - - 7.636 COFINS - - 49.120 - - 35.206 Deduções Bandeiras Tarifárias – CCRBT (3) - - 4.410 - - -Programa de Eficiência Energética - PEE - - 2.032 - - 1.560 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE - - 86.724 - - 5.399 Programa de Eficiência e Desenvol - P&D - - 2.023 - - 1.560 Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica - TFSEE - - 532 - - - Total - deduções receita operac ional - - 269.008 - - 130.758 Total - receita operac ional líquida 239.929 1.146.106 445.937 233.192 1.147.232 356.691

2015 2014Não auditado pelos auditores

independentesNão auditado pelos auditores

independentes

(1) A receita de construção está representada pelo mesmo montante em custo de construção. Tais valores são desreconhecimento obrigatório pela ICPC 01 – Contratos de Concessão e correspondem a custo de construção de obras de ativos da concessão de distribuição de energia elétrica, sendo a receita de construção igual a custo de construção. (2) Refere-se a montante de ativos e passivos financeiros setoriais reconhecidos no período findo em 31 de dezembro de 2015 de acordo com a Deliberação CVM nº 732/14. (3) A partir de janeiro de 2015, as contas de energia tiveram a aplicação do Sistema de Bandeiras Tarifárias. O acionamento da bandeira tarifária será sinalizado mensalmente pela ANEEL, de acordo com as informações prestadas pelo Operador Nacional do Sistema – ONS, conforme a capacidade de geração de energia elétrica no país. A ANEEL, através do Ofício nº 185 de 08/04/2015, estabeleceu novos procedimentos contábeis para registro das Receitas Adicionais das Bandeiras Tarifárias. Pela alteração proposta, os montantes das bandeiras passam a ser registrados na receita operacional. As receitas auferidas pela Companhia referentes as bandeiras tarifárias no exercício findo em 31 de dezembro de 2015, foram de R$48.174, tendo sido repassados a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias - CCRBT o montante de R$4.410.

Resultados de 2015


Para os meses de janeiro a dezembro de 2015 a Aneel já homologou os valores conforme abaixo: Meses Despacho Valor

Janeiro Despacho 583 de 4 de março de 2015 (117) Fevereiro Despacho 829 de 30 de março de 2015 304 Março Despacho 1356 de 4 de maio de 2015 (264) Abril Despacho 1743 de 29 de maio de 2015 (214) Maio Despacho 2131 de 30 de junho de 2015 (225) Junho Despacho 2440 de 29 de julho de 2015 (1.594) Julho Despacho 3386 de 06 de outubro de 2015 (1.335) Agosto Despacho 3387 de 06 de outubro de 2015 (1.647) Setembro Despacho 3.607 de 29 de outubro de 2015 (789) Outubro Despacho 3.887 de 01 de dezembro de 2015 1.792 Novembro Despacho 007 de 5 de janeiro de 2016 (96) Dezembro Despacho 265 de 01 de fevereiro de 2016 (225) (4.410)

(4) Do montante de R$1.951 (R$1.503 em 2014), R$1.777 está registrado na rubrica de obrigações especiais e R$174 em outros passivos financeiros setoriais regulatórios. 24. Custos e despesas operacionais Os custos e despesas operacionais especificados na Demonstração do Resultado do Exercício, possuem a seguinte composição por natureza de gastos:

Despesas

OperacionaisCom

energia elétrica

De operação

Prestado a terceiros

Gerais e administ. 2015 2014

Energia elétrica comprada para revenda (*) 244.848 - - - 244.848 202.169 Encargo de uso-sistema de transmissão e 38.083 - - - 38.083 22.805 Pessoal e administradores - 21.680 - 6.986 28.666 30.646 Material - 2.473 31 757 3.261 3.502 Serviços de terceiros - 13.628 309 9.120 23.057 22.226 Depreciação e amortização - 10.330 - 1.833 12.163 14.739 Provisão p/créditos de liquidação duvidosa e - 1.323 - - 1.323 2.799 Provisão para riscos trabalhistas, cíveis e fiscais - - - (884) (884) (4.538) Custo de construção - 44.182 - - 44.182 16.097 Outras - 2.790 - 3.790 6.580 8.821

282.931 96.406 340 21.602 401.279 319.266

Total

Natureza do gasto

Custo do serviço

Resultados de 2015


Energia Elétrica Comprada para revenda

2015 2014 2015 2014

Energia de Itaipú - Binacional 271.222 273.030 72.193 37.981Energia de Leilão 498.688 523.096 132.984 116.030Energia Bilateral 236.840 275.042 42.682 46.711Cotas de Angra REN 530/12 46.628 46.440 8.220 6.884Energia de curto prazo - CCEE 22.632 74.275 9.344 57.215Cotas Garantia Física Res. Homol. ANEEL 1410 - Anexo I 182.700 81.074 4.980 2.568Programa Incentivo fontes alternativas energia - PROINFA 27.540 27.424 7.008 7.256(-) Recuperação custo energia - Decreto 7.945/13 (*) - - (6.693) (46.648) (-) Parcela a compensar crédito PIS/COFINS não cumulativo - - (25.870) (25.828) Total 1.286.250 1.300.381 244.848 202.169

MWH (**) Energia elétrica

comprada p/revenda

(*) Através do Decreto presidencial n.º 8.221, foi criada a Conta no Ambiente de Contratação Regulada (CONTA-ACR), destinada a cobrir, total ou parcialmente, as despesas incorridas pelas concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica em decorrência de: (i) exposição involuntária no mercado de curto prazo; e (ii) despacho de usinas termelétricas vinculadas a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEAR, na modalidade por disponibilidade de energia elétrica. Em março de 2015 a Aneel homologou os valores através do Despacho nº 773 de 27 de março de 2015 no montante de R$6.693 Os valores referentes aos Despachos de janeiro a outubro já foram repassados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE nas contas correntes vinculadas ao aporte de garantias financeiras do mercado de curto prazo das concessionárias. Os montantes foram registrados no resultado como redução de custo de energia comprada e sobre eles foram registrados encargos de PIS e COFINS (**) Não auditado pelos auditores independentes. Uso de Estimativa: As operações de compra e venda de energia elétrica na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE - os registros estão reconhecidos pelo regime de competência de acordo com os cálculos preparados e divulgados pela entidade ou por estimativa da Administração da Companhia, quando as informações não estão disponíveis tempestivamente. 25. Outros resultados

2015 2014

Ajuste contas a receber concessão - 1.174 Outros - 356 Total - Outras receitas - 1.530 Perdas na desativação/alienação de bens e direitos (3.197) (2.270) Falta de inventário (419) (12) Outros (174) (856) Total - Outras despesas (3.790) (3.138) Total líquido - Outros resultados (3.790) (1.608)

Resultados de 2015


26. Receitas e despesas financeiras

2015 2014 Receitas FinanceirasReceita de aplicações financeiras 3.589 3.522 Juros ativos 827 636 Variação monetária e acréscimo moratório de energia vendida 6.197 4.227 Juros de energia vendida - CCEE 2.170 - Atualização contas a receber da concessão - VNR 11.231 1.086 Juros ativos financeiros setoriais 5.162 - Tributos sobre receitas financeiras (625) - Operações com swap - 3.263 Outras receitas financeiras 401 - Total receitas financeiras 28.952 12.734

Despesas FinanceirasEncargos de dívidas - juros (47.881) (5.712) Marcação a mercado da dívida 1.720 - Variação cambial compra de energia - Itaipu Binacional (4.563) (1.109) Juros/Multas (11.072) (23.195) Instrumentos financeiros derivativos 33.902 3.263 Marcação a mercado derivativos (2.602) (1.580) Juros passivos financeiros setoriais (1.946) (98) Atualização de provisão para riscos (584) (393) Outras despesas financeiras (102) (1.638) Total despesas financeiras (33.128) (30.462) Despesas financeiras líquidas (4.176) (17.728)

27. Lucro por ação A Companhia em 20 de maio de 2014 aumentou o capital social em 172.000.000 ações ordinárias, nominativas, e sem valor nominal. Desta forma, o lucro líquido por ação básico e diluído está sendo calculado de acordo com a média ponderada de número de ações ordinárias.

2015 2014Lucro líquido básico por ação:NumeradorLucro disponível aos acionistas ordinários 93.742 20.079 Denominador (em milhares de ações)Média ponderada de número de ações ordinárias 283.651 217.679 Lucro líquido básico (em R$) por ação:Ação ordinária 0,330 0,092

Exerc íc ios findos em:

28. Cobertura de seguros A política de Seguros da Companhia baseia-se na contratação de seguros com coberturas bem dimensionadas, consideradas suficientes para cobrir prejuízos causados por eventuais sinistros em seu patrimônio, bem como por reparações em que seja civilmente responsável pelos danos involuntários, materiais e/ou corporais causados a terceiros decorrentes de suas operações, considerando a natureza de sua atividade. As premissas de riscos

Resultados de 2015


adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo da auditoria das demonstrações financeiras e, consequentemente, não foram auditadas pelos nossos auditores independentes. As principais coberturas são: Ramo de Seguro Data de Vencimetno Importância segurada Prêmio anual

2015Prêmio anual

2014

RO Distribuição 23/10/2016 43.000 80 65RCG 23/11/2016 50.600 97 165Frota 30/11/2016 LMI R$360, Danos Morais 60 29 43Transportes 30/01/2017 2.000 6 5Vida em Grupo e Acidentes Pessoais (*) 31/12/2016 16.670 46 35Com preensivo Empresarial 15/04/2016 750 2 -

260 313 (*) Importância Segurada e prêmio anualizado. Risco Operacional Na apólice contratada foram destacadas as subestações, prédios e equipamentos com seus respectivos valores segurados e seus limites máximos de indenização. Possui cobertura securitária básica tais como incêndio, raio e explosão de qualquer natureza, danos elétricos, queda de aeronave, impacto de veículo aéreo e terrestre, tumultos, riscos diversos, equipamentos móveis, alagamento/inundação, pequenas obras de engenharia, despesas extraordinárias, inclusão / exclusão de Bens e locais, erros e omissões. Responsabilidade Civil Geral Apólice contratada na modalidade GERIP, possui cobertura securitária para Danos Morais, Materiais e Corporais causados a terceiros em decorrência das operações da Empresa. Frota A Empresa mantém cobertura securitária para RCF/V - Responsabilidade Civil Geral Facultativa/Veículos, garantindo aos terceiros envolvidos em eventuais sinistros, cobertura de danos pessoais e/ou materiais e morais. Vida em Grupo e Acidentes Pessoais Garante cobertura securitária no caso de morte por qualquer causa, invalidez permanente total ou parcial por acidente, invalidez funcional permanente e total por doença e cesta básica. Transportes Garante a cobertura securitária para carga, descarga, transporte e roubo das mercadorias inerentes ao ramo de atividade do Segurado, principalmente Máquinas e Equipamentos, quando transportadas pelo mesmo em veículos próprios. 29. Instrumentos financeiros e gerenciamento de risco Abaixo, são comparados os valores contábeis e valor justo dos principais ativos e passivos de instrumentos financeiros:

ATIVO Nível ContábilValor Justo Contábil

Valor Justo

Caixa e equivalentes de caixa 2 48.572 48.572 54.914 54.914 Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 2 143 143 697 697 Consumidores e concessionárias 2 79.958 79.958 58.998 58.998 Títulos de créditos a receber 2 1.834 1.834 1.388 1.388 Créditos com partes relacionadas 2 27 27 - - Contas a receber da concessão 3 12.225 12.225 131.542 131.542 Instrumentos financeiros derivativos 2 52.125 52.125 1.684 1.684 Ativos financeiros setoriais 3 74.846 74.846 29.895 9.895

2015 2014

Resultados de 2015


PASSIVO Nível Contábil Valor Justo Contábil Valor Justo

Fornecedores 2 42.830 42.830 34.769 34.769 Empréstimos, financiamentos 2 181.580 181.580 78.128 78.128 Financiamento por arrendamento financeiro 2 - - 24 24 Débito com partes relacionadas 2 1 1 1.753 1.753 Parcelamento de tributos 2 29.170 29.170 31.556 31.556 Passivos financeiros setoriais 3 41.651 41.651 20.013 20.013 Instrumentos financeiros derivativos 2 10.657 10.657 - -

2015 2014

Hierarquia de valor justo A tabela abaixo apresenta instrumentos financeiros registrados pelo valor justo, utilizando um método de avaliação. Os diferentes níveis foram definidos como a seguir: • Nível 1 - Preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos e passivos e idênticos • Nível 2 - Inputs, exceto preços cotados, incluídas no Nível 1 que são observáveis para o ativo ou passivo, diretamente (preços) ou indiretamente (derivado de preços) • Nível 3 - Premissas, para o ativo ou passivo, que não são baseadas em dados observáveis de mercado (inputs não observáveis). Em função de a Companhia ter classificado os respectivos contas a receber da concessão e ativos e passivos financeiros setoriais como disponíveis para venda, os fatores relevantes para avaliação ao valor justo não são publicamente observáveis. Por isso, a classificação da hierarquia de valor justo é de nível 3. A movimentação e respectivos ganhos (perdas) no resultado do exercício de R$14.447, assim como as principais premissas utilizadas, estão divulgadas nas notas explicativas nº 11 e 14. Em atendimento à Instrução CVM nº 475/2008 e à Deliberação nº 604/2009, a descrição dos saldos contábeis e do valor justo dos instrumentos financeiros inclusos no balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2015, estão identificadas a seguir: Não derivativos – classificação e mensuração Empréstimos e recebíveis Incluem, consumidores e concessionárias, títulos de créditos a receber, outros créditos e contas a receber da concessão. São inicialmente mensurados pelo custo amortizado, usando-se a taxa de juros efetiva, sendo seus saldos aproximados ao valor justo. Aplicações financeiras avaliadas a valor justo por meio do resultado ou custo amortizado Os saldos das aplicações financeiras em Certificados de Depósitos Bancários e fundos de investimentos são avaliados ao seu valor justo por meio do resultado, exceto se mantidos até o vencimento, quando a Companhia manifestar intenção e capacidade financeira para mantê-los até o vencimento. Após a avaliação inicial, esses ativos são avaliados ao custo amortizado utilizando o método da taxa de juros efetiva, menos perdas por redução ao valor recuperável. Ativos financeiros disponíveis para venda Os ativos financeiros disponíveis para venda são aqueles ativos financeiros não derivativos que não são classificados como: (a) empréstimos e recebíveis, (b) investimentos mantidos até o vencimento ou (c) ativos financeiros pelo valor justo por meio do resultado. Após mensuração inicial, ativos financeiros disponíveis para venda são mensurados a valor justo, com ganhos e perdas não realizados reconhecidos diretamente dentro dos outros resultados abrangentes até a baixa do investimento, com exceção das perdas por redução ao valor recuperável, dos juros calculados utilizando o

Resultados de 2015


método de juros efetivos e dos ganhos ou perdas com variação cambial sobre ativos monetários que são reconhecidos diretamente no resultado do exercício. Passivos financeiros pelo custo amortizado Fornecedores - são mensurados pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e/ou cambiais incorridos até a data do balanço, sendo o seu valor contábil aproximado de seu valor justo. Empréstimos, financiamentos e, encargos de dívidas– Os instrumentos financeiros estão classificados como passivos financeiros ao custo amortizado. Os valores contábeis dos empréstimos e financiamentos vinculados aos investimentos das distribuidoras obtidos em moeda nacional, junto a Eletrobrás, BNDES e empréstimos com bancos comerciais, se aproximam de seus respectivos valores justos, já que operações similares não estão disponíveis no mercado financeiro, com vencimentos e taxas de juros comparáveis. O valor justo dos passivos financeiros que são negociados em mercados ativos é determinado com base nos preços observados nesses mercados (fonte: CETIP). Para os instrumentos financeiros sem mercado ativo, sendo esse FIDC, a Companhia estabeleceu o seu valor justo como sendo equivalente ao valor contábil do instrumento. Para algumas das dívidas a Companhia realizou a opção pela designação ao valor justo por meio do resultado, conforme descrito abaixo. Derivativos O valor justo estimado de ativos e passivos financeiros foi determinado por meio de informações disponíveis no mercado e por metodologias apropriadas de avaliação. A Companhia tem como política o gerenciamento dos riscos, evitando assumir posições relevantes expostas a flutuações de valor justo. Nesse sentido, buscam operar instrumentos que permitam maior controle de riscos. Os contratos de derivativos são efetuados com operações de swap e opções envolvendo juros e taxa de câmbio, visando eliminar a exposição à variação do dólar além de adequação do custo das dívidas de acordo com o direcionamento do mercado. As operações de proteção contra variações cambiais adversas requerem monitoramento constante, de forma a preservar a eficiência das suas estruturas. As operações vigentes são passíveis de reestruturação a qualquer tempo e podem ser objeto de operações complementares ou reversas, visando reduzir eventuais riscos de perdas relevantes. Hedge Accounting Em 01 de julho de 2015, a Companhia efetuou a designação formal de parte de suas operações de proteção do tipo “swap” (instrumento de hedge) para troca de variação cambial e juros, para variação do CDI como hedge accounting. Em 31 de dezembro de 2015 essas operações, assim como as dívidas (objeto do hedge) estão sendo avaliadas de acordo com a contabilidade de “hedge” de valor justo. Em tais designações de hedge a Companhia documentou: (i) a relação de hedge; (ii) o objetivo e estratégia de gerenciamento de risco; (iii) a identificação do instrumento financeiro; (iv) o objeto ou transação coberta; (v) a natureza do risco a ser coberto; (vi) a descrição da relação de cobertura; (vii) a demonstração da correlação entre o hedge e o objeto de cobertura; e (viii) a demonstração da efetividade do hedge. Os contratos de “swap” são designados e efetivos como “hedge” de valor justo em relação à taxa de juros e/ou variação cambial, quando aplicável. Durante o período, o “hedge” foi altamente efetivo na exposição do valor justo às mudanças de taxas de juros e, como consequência, o valor contábil das dívidas designadas como hedge foi impactado em R$1.720 e reconhecido no resultado financeiro no mesmo momento em que o valor justo de “swap” de taxa de juros era reconhecido no resultado. • Incertezas Os valores foram estimados na data do balanço, baseados em informações disponíveis no mercado e por metodologias apropriadas de avaliações. Entretanto, considerável julgamento foi requerido na interpretação dos dados de mercado para produzir a estimativa mais adequada do valor justo. Como consequência, as estimativas utilizadas e apresentadas a seguir não indicam, necessariamente, os montantes que poderão ser realizados no mercado de troca corrente.

• Administração financeira de risco O Conselho de Administração tem responsabilidade geral pelo estabelecimento e supervisão do modelo de administração de risco da Companhia. A controladora final Energisa fixou limites de atuação da Companhia com

Resultados de 2015


montantes e indicadores preestabelecidos na “Política de Gestão de Riscos decorrentes do Mercado Financeiro” (revista anualmente e disponível na web site da Energisa, tendo sido a última revisão em 23/12/2014) e nos regimentos internos da diretoria da Companhia. O Comitê de Gestão de Riscos, composto pela Diretoria Financeira e Consultor externo especializado, acompanha, através do Relatório Trimestral de Gestão de Riscos, a adequação das operações à “Política de Gestão de Riscos decorrentes do Mercado Financeiro”. Adicionalmente, a gestão de risco da Companhia visa identificar, analisar e monitorar riscos enfrentados, para estabelecer limites e mesmo checar a aderência aos mesmos. Para tanto, a Diretoria tem como prática reportar mensalmente a performance orçamentária e os fatores de riscos que envolvem a Companhia. A Companhia conta com serviços de empresa especializada e independente na gestão de risco de caixa e dívida, de modo que é procedido monitoramento diário sobre o comportamento dos principais indicadores macroeconômicos e seus impactos nos resultados, em especial nas operações de derivativos. Este trabalho permite definir estratégias de contratação e reposicionamento, visando menores riscos e melhor resultado financeiro. Uso de Estimativa: Os valores foram estimados na data do balanço, baseados em informações disponíveis no mercado e por metodologias apropriadas de avaliações. Entretanto, considerável julgamento foi requerido na interpretação dos dados de mercado para produzir a estimativa mais adequada do valor justo. Como consequência, as estimativas utilizadas e apresentadas a seguir não indicam, necessariamente, os montantes que poderão ser realizados no mercado de troca corrente. Gestão de risco de capital O índice de endividamento no final do exercício é o seguinte:

PASSIVO 2015 2014

Dívida (a) 181.580 78.128 Caixa e equivalentes de caixa (48.572) (54.914) Dívida líquida 133.008 23.214 Patrimônio líquido (b) 157.727 63.989 Índice de endividamento líquido 0,84 0,36

(a) A dívida é definida como empréstimos, financiamentos de curto e longo prazos (excluindo derivativos e contratos de garantia financeira), conforme detalhado nas notas explicativas nº 17.

(b) O patrimônio líquido inclui todo o capital e as reservas da Companhia, gerenciados como capital. a) Risco de liquidez A administração, através do fluxo de caixa projetado, programa suas obrigações que geram passivos financeiros ao fluxo de seus recebimentos ou de fontes de financiamentos de forma a garantir o máximo possível a liquidez, para cumprir com suas obrigações, evitando inadimplências que prejudiquem o andamento das operações da Companhia.

Resultados de 2015


A seguir, apresentamos a estratificação dos passivos financeiros, incluindo pagamentos de juros estimados. Não é esperado que possam ocorrer alterações significantes nos fluxos de caixa incluídos nesta análise. Taxa média de juros efetiva

ponderada (%)meses

Até 6 meses

De 6 a 12 meses

De 1 a 3 anos

De 3 a 5 anos

Mais de 5 anos Total

Fornecedores 42.830 - 42.830 Empréstimos e financiamentos, encargos de dívidas e debêntures. 16,13% 3.675 5.065 207.196 16.095 7.118 239.148

Total 46.504 5.065 207.196 16.095 7.118 281.978

b) Risco de crédito A Administração avalia que os riscos das aplicações financeiras de suas disponibilidades são reduzidos, em função de não haver concentração e as operações serem realizadas com bancos de percepção de risco aderentes à “Política de Gestão de Riscos decorrentes do Mercado Financeiro” . Constituído no primeiro trimestre de 2010, o Comitê de Auditoria do Conselho de Administração tem a função de supervisionar se a administração do grupo vem seguindo as regras e princípios estabelecidos na política. O risco de crédito é representado por contas a receber, o que, no entanto, é atenuado por vendas a uma base pulverizada de clientes e por prerrogativas legais para suspensão da prestação de serviços a clientes inadimplentes. Adicionalmente, parte dos valores a receber relativos às transações de venda, compra de energia e encargos de serviço do sistema, realizados no âmbito da CCEE, está sujeita a modificações, dependendo de decisões de processos judiciais ainda em andamento, movidos por algumas empresas do setor. Esses processos decorrem da interpretação de regras do mercado, vigentes entre junho de 2001 e fevereiro de 2002, período do Programa Emergencial de Redução de Energia Elétrica. Exposição a riscos de crédito O valor contábil dos ativos financeiros representa a exposição máxima do crédito. A exposição máxima do risco do crédito na data das informações contábeis intermediárias foi:

2015 2014

Caixa e equivalentes de caixa 48.572 54.914 Aplicações financeiras no mercado aberto e recursos vinculados 143 697 Consumidores e Concessionárias 79.958 58.898 Títulos de créditos a receber 1.834 1.388 Partes relacionadas 27 - Contas a receber da concessão 12.225 131.542 Instrumentos financeiros derivativos 52.125 1.684 Ativo financerios setoriais 74.846 29.767

O detalhamento desses créditos está apresentado nas notas explicativas nº 5, 6, 7, 11,12 e 14. c) Risco de mercado: taxa de juros e de câmbio Parte dos empréstimos e financiamentos em moeda nacional, apresentados na nota explicativa nº 18, é composta de financiamentos obtidos junto a diversos agentes de fomento nacional (Eletrobrás e BNDES) e outras instituições do mercado de capitais. A taxa de juros é definida por estes agentes, levando em conta os juros básicos, o prêmio de risco compatível com as empresas financiadas, suas garantias e o setor no qual estão inseridas. Na impossibilidade de buscar alternativas ou diferentes hipóteses de mercado e/ou metodologias para suas estimativas, em face dos negócios e às peculiaridades setoriais, esses são mensurados pelo “método do custo amortizado” com base em suas taxas contratuais.

Resultados de 2015


Os resultados da Companhia são suscetíveis a variações dos passivos atrelados a moedas estrangeiras, principalmente ao dólar norte-americano. A taxa de câmbio do dólar norte-americano encerrou o exercício findo em 31 de dezembro de 2015, com alta de 47,01% sobre 2014, cotado a R$3,9048/USD. A volatilidade do dólar norte-americano em 31 de dezembro de 2015 era de 22,07%, enquanto em 2014 foi de 19,45%. Do montante das dívidas bancárias de emissões da Companhia de R$181.580 (R$78.128 em 2014), R$150.100 (R$68.986 em 2014) estão representados em dólares, provenientes de US$25.983 milhões de empréstimo captado junto ao Banco Itaú BBA (US$25,9 milhões de principal) e US$12.898 milhões de empréstimo com ao Bank of America Merryll Lynch (US$12,9 milhões de principal). Os empréstimos têm custo de até variação cambial + 4,0% ao ano e possuem vencimentos de longo prazo, novembro/2017. O balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2015 apresenta R$52.125 no ativo não circulante e R$10.657 no passivo circulante a título de marcação a mercado dos instrumentos financeiros derivativos atrelados ao câmbio e aos juros, originados da combinação de fatores usualmente adotados para precificação a mercado de instrumentos dessa natureza, como volatilidade, cupom cambial, taxa de juros e cotação do dólar. Não se tratam de valores materializados, pois reflete os valores da reversão dos derivativos na data de apuração, o que não corresponde ao objetivo de proteção das operações de hedge e não reflete a expectativa da Administração. À medida que os limitadores estabelecidos para as operações vigentes não forem ultrapassados, conforme abaixo descrito, deverá ocorrer a reversão do lançamento de marcação a mercado ora refletido nas informações contábeis intermediárias. Por outro lado, uma maior deterioração da volatilidade do cupom cambial e da cotação do dólar poderá implicar no aumento do valor ora contabilizado. A Companhia possui proteção contra efeitos adversos sobre os financiamentos atrelados à variação cambial, conforme mencionados acima. As proteções acima estão divididas nos instrumentos descritos a seguir: Dívida Notional (USD) Custo Financeiro Vencimento

Designação Hedge

AccountingLoan 4131Itaú BBA x CAIUA 1P. Ativa VC + 4,00%P. Passiva CDI + 2,25%Loan 4131BAML x CAIUA 2P. Ativa Libor + 2,18%P. Passiva CDI + 1,4995%

25.893 28/11/2017 Fair Value Hedge

12.882 12/06/2017 Fair Value Hedge

A Administração da Companhia está atenta aos movimentos de mercado, de forma que estas operações poderão ter sua proteção reestruturada e mesmo seus prazos alongados, a depender do comportamento do câmbio (R$/US$), no que diz respeito à volatilidade e patamar de estabilização. A Administração da Companhia procedeu à substituição dos derivativos mais complexos por estruturas mais simples e de maior liquidez, buscando menor exposição ao risco. De acordo com o CPC 40, apresentam-se abaixo os valores dos instrumentos financeiros derivativos da Companhia, cujos valores foram contabilizados como “fair value option”, vigentes em 31 de dezembro de 2015 e 2014: Valor de referência Valor justo

2015 2015Dívida (Objeto de 105.000 Moeda Estrangeira - USD e (150.101) Swap Cambial Posição Ativa(Instrumento de Hedge) Moeda Estrangeira - USD e 150.942

Posição PassivaTaxa de Juros CDI (109.474) Posição Total 41.468Posição Líquida Dívida + Swap (108.632)

Descrição

105.000

Resultados de 2015


O Valor Justo dos derivativos efetuados pela Companhia em 31 de dezembro de 2015 e 2014 foi apurado com base nas cotações de mercado para contratos com condições similares. Suas variações estão diretamente associadas às variações dos saldos das dívidas relacionadas na nota explicativa nº 18 e ao bom desempenho dos mecanismos de proteção utilizados, descritos acima. A Companhia não tem por objetivo liquidar esses contratos antes dos seus vencimentos, bem como possuem expectativa distinta quanto aos resultados apresentados como Valor Justo - conforme abaixo demonstrado. Para uma perfeita gestão, é procedido monitoramento diário, com o intuito de preservar menores riscos e melhores resultados financeiros. A marcação a mercado (MtM) das operações da Companhia foi calculada utilizando metodologia geralmente empregada e conhecida pelo mercado. A metodologia consiste basicamente em calcular o valor futuro das operações, utilizando as taxas acordadas em cada contrato, descontando a valor presente pelas taxas de mercado. No caso das opções, é utilizado para cálculo do MtM uma variante da fórmula de Black & Scholes, destinada ao cálculo do prêmio de opções sobre moeda. Os dados utilizados nesses cálculos foram obtidos de fontes consideradas confiáveis. As taxas de mercado, como a taxa Pré e o Cupom de Dólar, foram obtidas diretamente do site da BM&F (Taxas de Mercado para Swaps). A taxa de câmbio (Ptax) foi obtida do site do Banco Central. No caso das opções, as volatilidades implícitas de dólar também foram obtidas na BM&F. Análise de Sensibilidade De acordo com a Instrução CVM 475/08, a Companhia realizou análise de sensibilidade dos principais riscos aos quais os instrumentos financeiros e derivativos estão expostos, conforme demonstrado: Variação cambial Considerando a manutenção da exposição cambial de 31 de dezembro de 2015, com a simulação dos efeitos nas demonstrações financeiras futuras, por tipo de instrumento financeiro e para três cenários distintos, seriam obtidos os seguintes resultados (ajustados a valor presente para a data base das informações financeiras intermediárias):

(Provável) (*) (Deterioração de 25%)

(Deterioração de 50%)

Instrumentos financeiros – - 16.153 (17.548) (51.249) Swap CambialPosição AtivaMoeda Estrangeira - USD e 150.942 134.789 168.489 202.191Posição PassivaTaxa de Juros CDI (109.474) (109.474) (109.474) (109.474) Subtotal 41.468 25.315 59.016 92.717Total 41.468 41.468 41.468 41.468

Operação Exposição Risco

(*) Considera o cenário macroeconômico da Pesquisa Focus vigente em 31 de dezembro de 2015, para as datas futuras até a liquidação final das operações.

Os derivativos no “Cenário Provável”, calculados com base na análise líquida das operações acima apresentadas até o vencimento das mesmas, ajustadas a valor presente pela taxa pré-fixada brasileira em reais para 31 de dezembro de 2015, atingem seu objetivo na plenitude, o que é refletido no valor presente positivo de R$41.468, que serve para mostrar a efetividade da mitigação das variações cambiais adversas das dívidas existentes. Neste sentido, quanto maior a deterioração do câmbio (variável de risco considerada), maiores serão os resultados positivos dos swaps. Por outro lado, com os cenários de deterioração do real frente ao dólar, de 25% e 50%, e em função da Companhia não possuir atualmente limitadores, levaria a valor presente positivo de R$41.468 em ambos os casos.

Resultados de 2015


Variação das taxas de juros Considerando que o cenário de exposição dos instrumentos financeiros indexados às taxas de juros de 31 de dezembro de 2015 seja mantido e que os respectivos indexadores anuais acumulados sejam (CDI = 13,24%, TJLP = 7,0% ao ano) e caso ocorram oscilações nos índices de acordo com os três cenários definidos, o resultado financeiro liquido seria impactado em: Instrumentos Exposição Risco Cenário I

(Provável) (1) Cenário II

(Deterioração de 25%)

Cenário III (Deterioração de

50%)

Instrumentos financeiros ativos:Aplicações financeiras no mercado aberto 45.002 Alta CDI 6.719 8.398 10.078 Instrumentos financeiros passivos:Swap (150.101) Alta CDI (22.410) (28.013) (33.615) Empréstimos e financiamentos (8.589) Alta CDI (1.282) (1.603) (1.924)

(14.125) Alta TJLP (989) (1.236) (1.483) (8.517) Alta SELIC (1.214) (1.517) (1.821)

Subtotal (**) (181.332) (25.895) (32.369) (38.843) Total (136.330) (19.176) (23.971) (28.765)

(1) Considera o CDI de 31 de dezembro de 2016 (14,93% ao ano), cotação das estimativas apresentadas pela recente Pesquisa do BACEN, datada de 31 de dezembro de 2015 e TJLP 7,0% e Selic 14,25% ao ano. (**) Não inclui as operações pré-fixadas no valor de R$208.

30. Benefícios a empregados

30.1. Contexto O Plano Elétricas é patrocinado pelas seguintes empresas: Caiuá Distribuição de Energia S.A., Companhia Força e Luz do Oeste, Companhia Nacional de Energia Elétrica, Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A., Empresa Elétrica Bragantina S.A., dentre outras. Conforme à Deliberação CVM 695/2012, vigente para o exercício 2015 (com comparativo de 2014), as empresas patrocinadoras de planos de benefícios previdenciários mensuraram para este exercício, os valores dos compromissos previdenciários dos planos. 30.2. Sumário dos planos de benefícios As patrocinadoras tem como “veículo financeiro” dos seus planos de benefícios previdenciários a REDEPREV – Fundação Rede de Previdência, pessoa jurídica de direito privado, com funcionamento autorizado pela Portaria nº 47, de 24/10/2003, do Ministério da Previdência Social – Secretaria de Previdência Complementar. É resultado do processo de fusão das seguintes fundações: a) FUNREDE – Fundação Rede de Seguridade; b) FUNGRAPA – Fundação Grão Pará de Previdência e c) PREVIMAT – Fundação de Previdência e Assistência Social dos Empregados da CEMAT. Os planos de benefícios previdenciários são descritos a seguir: a. Plano de Benefícios Elétricas BD-I: Instituído em 01/08/1986, encontra-se em extinção desde 31/12/1998, quando foi bloqueada a adesão de novos participantes. Assegura benefícios suplementares à aposentadoria por tempo de serviço/velhice, aposentadoria por invalidez, auxílio-doença, pensão por morte e pecúlio por morte. O plano está estruturado na forma de Benefício Definido e é custeado pelos Participantes, pelos Assistidos e pelas Patrocinadoras.

Resultados de 2015


b. Plano de Benefícios Elétricas-R: Obteve autorização e aprovação para a aplicação do seu regulamento por meio da Portaria nº 880, de 12/01/2007, emitida pelo Departamento de Análise Técnica da Secretaria de Previdência Complementar do MPS. Assegura os seguintes benefícios: suplementação da aposentadoria por invalidez, suplementação do auxílio-doença, suplementação da pensão por morte e pecúlio por morte. O plano está estruturado na forma de Benefício Definido. Os benefícios são custeados exclusivamente pelas empresas Patrocinadoras e de forma solidária com as demais Patrocinadoras. Antes da fusão, os planos eram contabilizados em separado, e a partir de então as contas são prestadas de forma comum, em um único balancete, por conta da legislação que regulamenta as entidades de previdência complementar. Todavia, especificamente para efeitos desta Avaliação e para o cumprimento da Deliberação CVM 695/2012, impõe-se a aferição compartimentada dos compromissos atuariais, das despesas com contribuições, dos custos e do ativo do Plano de Benefícios-R, por empresa patrocinadora. c. Plano de Benefícios Elétricas-OP: Instituído em 01/01/1999 e assegura o benefício de Renda Mensal Vitalícia, após o prazo de diferimento. Durante o prazo de diferimento do benefício, este plano está estruturado na modalidade de Contribuição Definida e o valor da Renda Mensal Vitalícia está sempre vinculado ao montante financeiro das contribuições acumuladas a favor do participante. A Renda Mensal Vitalícia, uma vez iniciada, é atualizada monetariamente a cada ano, e nessa fase é considerada Benefício Definido. O custeio do plano é feito pelos participantes (90%) e pelas patrocinadoras (10%). 30.3. Situação Financeira dos Planos de Benefícios – Avaliação Atuarial – data base 31 de dezembro de

2015 Com base na avaliação atuarial elaborada por atuários independentes da Companhia em 31 de dezembro de 2015, os planos de benefícios definidos, seguindo os critérios requeridos pelo CPC 33 - Benefício a empregados, são conforme segue: a. Número de participantes/beneficiários:

Planos de Benefíc ios Elétricas BD-I R Elétricas - OP

Número Participantes 4 374 377Número Assistidos 18 2 5Número Beneficiários Pensionistas - 2 -Total 22 378 382

Resultados de 2015


b. Premissas utilizadas nesta avaliação atuarial:

Elétricas BD-I R Elétricas - OP Elétricas BD-I R Elétricas - OP

I - Premissas Biométricas

Tábua de Mortalidade Geral (1) AT 2000 Suav. 10%

AT 2000 Suav. 10%

AT 2000 Suav. 10%

AT 2000 Suav. 10%

AT 2000 Suav. 10%

AT 2000 Suav. 10%

Tábua de Entrada em Invalidez LIGHT MÉDIA LIGHT MÉDIA N/A LIGHT MÉDIA LIGHT MÉDIA N/ATábua de Mortalidade de Inválidos (1) MI 85 MI 85 N/A MI 85 MI 85 N/A

Composição Familiar (Ativos) Família Média Padrão

Família Média Padrão





Composição Familiar (Assistidos) Família Real Família Real Família Real Família Real Família Real Família RealII - Variáveis EconômicasTaxa Real de Desconto da Obrigação Atuarial (3) 7,50% a.a. 7,50% a.a. 7,50% a.a. 6,05% a.a. 6,05% a.a. 6,05% a.a.Expectativa de Inflação Futura (2) 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a. 5,50% a.a.Taxa de Rendimento Esperado dos Ativos 13,41% a.a. 13,41% a.a. 13,41% a.a. 11,88% a.a. 11,88% a.a. 11,88% a.a.Fator Capacidade Salarial e de Benefício 1 1 1 1 1 1Taxa de Crescimento Real de Salários (*) 8,67% a.a. 8,67% a.a. N/A 7,61% a.a. 7,61% a.a. N/ATaxa de Rotatividade 0% a.a. 0% a.a. 0% a.a. 0% a.a. 0% a.a. 0% a.a.III - Regime Financeiro de Capitalização

Crédito Unitá-rio Projetado






(3) Apurado nos Ativos de Renda Fixa, com base nos Títulos Públicos (*) Incluído expectativa de inflação Futura

Elétricas 2015 2014

(1) Tábuas específicas por sexo.(2) Boletim FOCUS: Meta de Inflação com variação positiva de um

Conforme o item 83 da Deliberação CVM nº 695, a taxa de desconto utilizada na Avaliação está adequada com aquela praticada pelo mercado financeiro e com a política econômica do país e considerando o cenário econômico-financeiro internacional, motivo pelo qual acreditamos que a hipótese por nós adotada é adequada para o momento. Conforme o item 79 da Deliberação CVM nº 695, utilizou-se a expectativa de inflação de longo prazo, tendo em vista, relatório de mercado – Focus informados pelo Banco Central.

Resultados de 2015


c. Síntese da Avaliação Atuarial:

Elétricas 2015 2014

Elétricas BD-I R Elétricas - OP Elétricas BD-I R Elétricas - OP EVOLUÇÃO DAS OBRIGAÇÕES ATUARIAIS

1. Valor presente da obrigação no início do exercício 7.011 1.548 3.068 5.932 2.471 2.576 Custo do serviço corrente 1 54 - 30 - - Custo dos juros 804 181 353 661 275 287 (Ganhos)/Perdas atuariais 176 (293) (236) 773 (1.090) 350 Benefícios pagos (505) (43) (215) (385) (108) (145)

6. Valor presente da obrigação no fim do exercício 7.487 1.447 2.970 7.011 1.548 3.068 EVOLUÇÃO NO VALOR JUSTO DOS ATIVOS DO PLANO

1. Valor justo dos ativos do plano no início do exercício 7.059 1.331 2.907 7.320 1.329 2.751

Ganhos/(Perdas) dos ativos 765 (348) 35 (691) (38) (5) Retorno esperado dos ativos do plano 839 155 334 815 148 306 Contribuições do empregador - 72 138 - - - Benefícios pagos (504) (43) (215) (385) (108) (145)

6. Valor justo dos ativos do plano no fim do exercício 8.159 1.167 3.199 7.059 1.331 2.907 BALANÇO PATRIMONIAL

1. Valor justo do ativo 8.159 1.167 3.199 7.059 1.331 2.907 2. Obrigações atuariais (7.487) (1.447) (2.970) (7.011) (1.548) (3.068) 3. Posição Líquida 672 (280) 229 48 (217) (161) 4. Limite do ativo (Para 2015 - Resolução CNPC Nº 22/2015. Até 2014 - Resolução CGPC nº 26/2008) (672) - (229) (48) - -

5. Passivo atuarial parte do participante - - - - - 146 6. (Déficit) / Superávit passível de reconhecimento - (280) - - (217) (15) Uso de Estimativa: Os compromissos atuariais com os planos de suplementação de aposentadoria e pensões são provisionados com base em cálculo atuarial elaborado anualmente por atuário independente, de acordo com o método da unidade de crédito projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, quando aplicável, sendo os custos correspondentes reconhecidos durante o período aquisitivo dos empregados, em conformidade com a Deliberação CVM 695 de 13 de dezembro de 2012 e as regras contábeis estabelecidas no Pronunciamento Técnico CPC nº33 R1 (IAS 19) do Comitê de Pronunciamentos Contábeis. Os superávits com planos de benefícios a empregados não são contabilizados, devido as restrições na sua utilização. O método da unidade de crédito projetada considera cada período de serviço como fato gerador de uma unidade adicional de benefício, que são acumuladas para o cômputo da obrigação final. Adicionalmente são utilizadas outras premissas atuariais, tais como hipóteses biométricas e econômicas e, também, dados históricos de gastos incorridos e de contribuição dos empregados. Os ganhos e perdas atuariais gerados por ajustes e alterações nas premissas atuariais dos planos de benefícios de pensão e aposentadoria e os compromissos atuariais relacionados ao plano de assistência médico são reconhecidos integralmente em outros resultados abrangentes no patrimônio líquido. d. Prêmio de Aposentadoria e Pensão A Companhia é patrocinadora de planos de benefícios previdenciários aos seus empregados, na modalidade de contribuição definida e de benefício definido, que é vedado o ingresso de novos participantes e os atuais neles inscritos, estão na condição de assistidos. O plano de benefício definido é avaliado atuarialmente ao final de cada exercício, visando verificar se as taxas de contribuição estão sendo suficientes para a formação de reservas necessárias aos compromissos de pagamento atuais e futuros.

Resultados de 2015


Em 31 de dezembro de 2015 a despesa de patrocínio a esses planos foi de R$67 (R$51 em 2014). Reconciliação 2015 2014Posição líquida em 2014 e 2013 (232) (1.142) Efeito em outros resultados abrangentes (7) 1.037 Efeito no resultado do exercício (251) (273) Contribuição da patrocinadora vertidas no ano 210 - Passivo atuarial parte do participante - 146 Posição líquida em 2015 e 2014 (280) (232)

Demonstração das despesas para o exercício de 2016, segundo critérios do CPC31/IAS16: Reconc iliação 2016Custo do serviço corrente (com juros) 49 Juros sobre as obrigações atuariais 191 Rendimento esperado dos ativos do plano (158) Total da despesa bruta a ser reconhec ida 82

e. Alocação percentual do Valor Justo dos Ativos dos Planos Alocação percentual do Valor Justo dos Ativos dos Plano Elétricas BD-I R Elétricas - OPTítulos Públicos 48,98% 46,39% 62,15%Títulos Privados 31,90% 32,01% 8,61%Ações 0,51% 0,49% 0,53%Empréstimos 10,13% 6,69% 27,62%Fundos de investimento 8,09% 7,67% 0,00%Operações compromissadas 0,35% 6,71% 1,05%Outros 0,04% 0,04% 0,04%Total dos investimentos 100,00% 100,00% 100,00%

f. Plano de saúde A Companhia participa do custeio de planos de saúde a seus empregados, administrados por operadoras reguladas pela ANS. No caso de rescisão e ou aposentadoria, os empregados podem permanecer no plano desde que assumam a totalidade do custeio, não cabendo a Companhia, qualquer vínculo e ou obrigação pós-emprego com esses empregados. No exercício findo em 31 de dezembro de 2015 as despesas com o plano de saúde foram de R$2.271 (R$1.893 em 2014). 31. Compromissos A Companhia possui compromissos relacionados a contratos de longo prazo com a compra de energia, como segue:

Vigência 2016 2017 2018 2019 2020 Após 2020

2015 a 2048 145.796 148.439 143.698 146.529 130.390 1.991.982

Contrato de compra de energia - reais mil

Os valores relativos aos contratos de compra de energia, com vigência de 8 a 30 anos, representam o volume contratado pelo preço corrente no final de dezembro de 2015, e foram homologados pela ANEEL. • Não estão incluídos os valores referentes à Quota do Proinfa e de Itaipu.

Resultados de 2015


32. Concessão do serviço publico de distribuição de energia elétrica Em 03 de fevereiro de 1999, foi outorgado à CAIUÁ a distribuição de energia elétrica em 24 municípios da região de Oeste do Estado de São Paulo, pelo prazo de 20 anos, contados a partir de 07 de julho de 1995, com vencimento em 07 de julho de 2015. O contrato de concessão já foi homologado junto à ANEEL, podendo ser prorrogado por uma única vez, pelo mesmo período, conforme Lei 12.783/2013. Em 17 de dezembro de 2015 teve seu quinto termo aditivo assinado prorrogando o contrato de concessão de distribuição de energia elétrica pelo período de 30 anos, com vencimento em 07 de julho de 2045. O aditivo foi formalizado de acordo com o Despacho do Ministro de Estado de Minas e Energia de 09 de dezembro de 2015, na Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013, no Decreto nº 7.805 de 14 e setembro de 2012 e no Decreto nº 8.461 de 02 de junho de 2015. Os contratos de concessão (distribuição e geração) contem cláusulas específicas que garantem o direito à indenização do valor residual dos bens vinculados ao serviço no final da concessão. Para efeito da reversão, consideram-se bens vinculados aqueles efetivamente utilizados na prestação do serviço. 33. Meio ambiente

A Companhia trata os impactos sociais e ambientais de seus produtos, processos e instalações, através de programas e práticas que evidenciam a sua preocupação e responsabilidade para com o meio ambiente, dentre as quais merecem destaque: 1. Postes e cruzetas: A empresa vem substituindo postes de madeira para postes de concreto e as cruzetas de madeira e concreto por cruzetas ecológicas, feitas de polietileno e bagaço de cana-de-açúcar, ecologicamente corretas e mais duráveis. Em 2015, foram utilizadas 3.305 (3.882 em 2014) cruzetas ecológicas, o que representou um investimento na ordem de R$223 (R$270 em 2014). 2. Redes isoladas: são usados cabos isolados nas redes onde a arborização poderia ser mais afetada pelo contato com a baixa tensão energizada, e os vãos são dimensionados dentro do possível para preservar o equilíbrio ecológico. Da mesma forma, são usados cabos protegidos nas redes de média tensão que têm proximidades com arborização, conhecidos como rede compacta, de forma a evitar podas indesejáveis. Em 2015, foram construídos 493,9km (52,2km em 2014) de rede com cabo multiplexado e 408,1 km (23,5km em 2014) de rede compacta, totalizando um investimento na ordem de R$7.688 (R$944 em 2014). 3. Nas construções das linhas de transmissão e subestações, são realizados os processos junto ao órgão ambiental competente para licenciamento ambiental das mesmas conforme previsto na legislação pertinente, realizando o acompanhamento da obra durante as fases de concepção, projeto, execução e monitoramento após sua conclusão. 4. Além de ter conhecimento da natureza dos resíduos gerados durante a execução de suas atividades, a Companhia realiza ações relacionadas ao Gerenciamento de Resíduos, as quais atendem à Política Nacional de Resíduos Sólidos (PNRS), instaurada pela Lei Federal nº 12.305, de 2 de agosto de 2010. Dentre estas ações, destacam-se o gerenciamento dos papeis, pilhas e baterias, resíduos eletrônicos, tonners e lâmpadas. 5. Descarte de papeis: Durante o ano foram recolhidos e destinados à reciclagem 2.041 kg (2.062 kg em 2014) de papeis de escritório inservíveis, sendo que o valor arrecadado com a venda dos mesmos foi destinado para uma instituição de caridade. 6. Coleta de pilhas e baterias: foram dispostos alguns recipientes de coleta espalhados pelas dependências da empresa para coleta de pilhas e baterias utilizadas nas atividades da empresa, como também trazidos pelos colaboradores e clientes. No ano de 2015 foi realizado o descarte por empresa licenciada de um total de 141 kg. 7. Descarte de resíduos eletrônicos: foram encaminhados para a reciclagem 4.589,5kg (328,3kg em 2014) de resíduos eletrônicos.

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8. A Companhia tem consciência de sua responsabilidade ambiental, procedendo desta forma à regeneração de óleos isolantes utilizados em seus equipamentos, garantindo a reutilização deste material e evitando a poluição do meio ambiente, bem como realização sistemática e permanente de análises em amostras de óleo isolante, verificando o teor de Bifenilas Policloradas (PCB) e /ou impurezas, a fim de eliminar tais elementos dos equipamentos da empresa, ratificando assim, o cumprimento dos requisitos legais. 9. Estímulo à educação ambiental, no intuito de aumentar a conscientização dos colaboradores para utilizar os recursos naturais de forma racional e sustentável, além da otimização de sua qualidade de vida, refletindo em suas famílias e em toda a sociedade. Como ações, foram realizadas campanhas internas, dando destaque para o Dia da Água, Dia da Árvore e para a realização da VII Semana da Sustentabilidade. 10. Exige para os participantes dos processos de venda de sucatas que, comprovadamente, tenham boa conduta ambiental. 11. Monitoramento climático: A Companhia mantém convênio com empresa especializada em monitoramento climático, a qual detecta e informa as descargas atmosféricas, intensidade e velocidade das chuvas, como também realizam mapeamento instantâneo das ocorrências meteorológicas em toda a área de concessão da Companhia. O intuito do programa é se precaver às mudanças climáticas de grande impacto, a fim de que sejam tomadas medidas de prevenção necessárias para que o fornecimento de energia seja mantido. 12. Combustível renovável: A Companhia prioriza em veículos leves o uso de ETANOL. Um dos objetivos da ação, iniciada em 2013, é reduzir a emissão de CO2 na atmosfera. Além disso adquiriu em 2015 novos veículos, cujos modelos emitem menos CO2 quando comparados aos modelos anteriormente utilizados pela empresa, conforme classificação do INMETRO. 13. Manutenção preventiva e corretiva dos veículos, que tem importante papel na redução dos níveis de poluição atmosférica. 14. Atuação junto ao poder público municipal para autorizar a atividade de poda de árvores nos municípios e determinadas adequações da arborização em pontos críticos de fornecimento de energia. As informações não financeiras não foram auditadas pelos auditores independentes. 34. Informações adicionais ao fluxo de caixa No exercício findo em 31 de dezembro 2015 e 2014, as movimentações patrimoniais que não afetaram o fluxo de caixa da Companhia, são como segue:

2015 2014Atividades operacionaisContas a receber da concessão - Bifurcação de Ativos 12.225 131.542Contas a receber da concessão - Atualização VNR 11.231 1.086Fornecedores 3.241 1.285Atividades de investimentosAquisição de intangível em processo de pagamento 3.241 1.285

35. Eventos subsequentes a. Bandeiras tarifárias

Desde janeiro de 2015, as contas de energia sofreram a aplicação do Sistema de Bandeiras Tarifárias. O acionamento da bandeira tarifária será sinalizado mensalmente pela ANEEL, de acordo com as informações

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prestadas pelo Operador Nacional do Sistema – ONS, conforme a capacidade de geração de energia elétrica no país. As bandeiras tarifárias sofreram reajustes a partir de 01 de fevereiro de 2016, como segue: • Bandeira verde: condições favoráveis de geração de energia. A tarifa não sofre nenhum acréscimo; • Bandeira amarela: condições de geração menos favoráveis. Em fevereiro de 2016, alteração para R$1,50 para cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos; • Bandeira vermelha: condições mais custosas de geração. Em fevereiro de 2016, passou a ter dois patamares de R$3,00 e R$4,50 aplicados a cada 100 quilowatt-hora (kWh) consumidos.

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RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS Aos Acionistas, Conselheiros e Administradores da Caiuá - Distribuição de Energia S.A. São Paulo - SP Examinamos as demonstrações financeiras da Caiuá - Distribuição de Energia S.A. (“Companhia”) que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2015 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas. Responsabilidade da Administração sobre as demonstrações financeiras A Administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS), emitidas pelo International Accounting Standards Board - IASB, assim como pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações financeiras livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro. Responsabilidade dos auditores independentes Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelos auditores e que a auditoria seja planejada e executada 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 divulgações apresentados nas demonstrações financeiras. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações financeiras, independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações financeiras da Companhia para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Companhia. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas 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. Opinião Em nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Caiuá - Distribuição de Energia S.A. em 31 de dezembro de 2015, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB).

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Outros assuntos Demonstração do valor adicionado Examinamos, também, a demonstração do valor adicionado (DVA) referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2015, elaborada sob a responsabilidade da Administração da Companhia, e apresentada como informação suplementar, pois sua apresentação não é requerida pela legislação societária brasileira para companhias fechadas. Essa demonstração foi submetida aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, está adequadamente apresentada, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações financeiras tomadas em conjunto. Rio de Janeiro, 17 de março de 2016 DELOITTE TOUCHE TOHMATSU Auditores Independentes CRC 2SP 011.609/O-8 “F” RJ

Antônio Carlos Brandão de Sousa Contador CRC 1RJ 065.976/O-4

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