ÍNDICE

Companhia Hidro Elétrica do São Francisco

CNPJ nº 33.541.368/0001-16 – Companhia Aberta

DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS 2015

ÍNDICE

Relatório da Administração	Pág.
Mensagem da Administração	1
Perfil da Companhia	2
Composição Acionária	2
Relacionamento com Acionistas	3
Governança Corporativa	3
Regulação	6
Mercado de Energia	7
Comercialização de Energia	7
Usina Térmica de Camaçari	8
Renovação dos Contratos com os Consumidores Industriais	8
Desempenho Operacional	9
Investimentos	12
Conjuntura Econômica	18
Desempenho Econômico-Financeiro	19
Alienação de Bens	24
Relacionamento com Auditores Independentes	24
Programa de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação	25
Gestão da Tecnologia da Informação	26
Gestão de Pessoas	26
Fornecedores	29
Relacionamento com as Comunidades	30
Responsabilidade Ambiental	30
Programa do Reassentamento de Itaparica	32
Cultura	32
Prêmios e Reconhecimentos	33
Informações de Natureza Social e Ambiental	33
Demonstrações Financeiras
Balanço Patrimonial
Ativo	36
Passivo e Patrimônio Líquido	37
Demonstração do Resultado	38
Demonstração do Resultado Abrangente	39
Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido	40
Demonstração do Fluxo de Caixa	41
Demonstração do Valor Adicionado	42
Notas Explicativas às Demonstrações Financeiras	43
Composição da Diretoria e dos Conselhos de Administração e Fiscal	151
Parecer dos Auditores Independentes	152
Parecer do Conselho Fiscal	155

1. Mensagem da Administração

Em 2015, a Chesf dedicou-se a manter o contínuo aprendizado e aprimoramento de seu processo de gestão. Com a participação de todas as suas áreas estratégicas, a Companhia realizou ajustes e adequações com foco no aumento da receita, na redução de custos e despesas e, ainda, no aperfeiçoamento das práticas de gestão de pessoas, sempre comprometida com o desenvolvimento sustentável. Não obstante as medidas implementadas ao longo de 2015, a Companhia apurou um prejuízo de R$ 476,0 milhões.

O sistema de transmissão da Chesf foi incrementado com a energização de 192,3 km de linhas de transmissão, 4 (quatro) novas subestações próprias, tendo a sua capacidade de transformações sido ampliada em 2.800 MVA. O investimento no período foi de R$ 765,3 milhões.

No segmento de geração, a Companhia investiu R$ 71,7 milhões em suas usinas hidrelétricas para manutenção de níveis de continuidade e disponibilidade e seguiu com as obras de implantação dos parques eólicos próprios de Casa Nova, localizados no Estado da Bahia.

Ressalte-se ainda, que, por meio de Sociedades de Propósito Específico (SPE) a Chesf investiu R$ 1.352,5 milhões em participações em empreendimentos, agregando 1.762 MW de potência instalada ao Sistema Interligado Nacional - SIN, além de 5 (cinco) subestações e 473 km de linhas de transmissão.

O total investido pela Chesf em empreendimentos próprios e em sociedade montou em R$ 2.273,9 milhões.

Para fazer face ao programa de investimento do ano, a Chesf captou um total de R$ 476,9 milhões em recursos contratados junto ao BNDES.

Importante capítulo no processo de renovação dos contratos com os consumidores industriais foi a promulgação da lei nº 13.182/2015, que autoriza a Companhia a participar do Fundo de Energia do Nordeste - FEN, com o objetivo de prover recursos para a implementação de empreendimentos de energia elétrica por meio de SPE. Ao decidir pela prorrogação dos contratos, a Chesf obteve a continuidade da concessão da XXX Xxxxxxxxxx, por um período de 30 anos, ou seja, até o ano de 2052.

Assunto bastante abordado pelos meios de comunicação do País e também motivo de muita preocupação e dedicação da Companhia, a vazão do rio São Francisco foi tratada com máxima prioridade pela gestão da Chesf. O volume de água nas barragens foi monitorado diariamente com o objetivo de minimizar os danos provocados nas comunidades ribeirinhas, na irrigação, na navegabilidade do rio e, principalmente, no Sistema Interligado Nacional.

Em função das restrições hídricas no Nordeste, a Chesf manteve em operação uma máquina da Usina Térmica de Camaçari, enquanto aguarda o processo de distrato da concessão em análise pelo Ministério de Minas e Energia.

Por meio do Programa Anticorrupção das Empresas Eletrobras, a Chesf promoveu um conjunto de ações que visam identificar, corrigir e prevenir fraudes e corrupções, garantindo o cumprimento das leis anticorrupção por parte das empresas, dos colaboradores, de representantes, sócios de joint ventures e outras afiliadas. Deste modo, a Companhia, assim como todas as empresas Eletrobras, atendem ao Decreto n° 8.420/2015, que regulamenta a Lei Anticorrupção Brasileira n° 12.846/2013, e que além de outras determinações estabelece a necessidade da criação de um programa de integridade em todas as empresas que atuam no Brasil.

Ainda em 2015 o hospital da Chesf em Xxxxx Xxxxxx – Hospital Xxxx Xxxxx xx Xxxxx – HNAS teve sua titularidade transferida para a Universidade do Vale do São Francisco – UNIVASF.

Comprometida com sua força de trabalho, a Companhia investiu na promoção da saúde e qualidade de vida, na prevenção de acidentes do trabalho e de doenças ocupacionais, bem como controle de perigos e riscos. Em 2015, a Taxa de Frequência de Acidentes de Trabalho – TFAT e a Taxa de Gravidade de Acidentes de Trabalho – TGAT ficaram abaixo dos seus respectivos limites toleráveis, tendo a TGAT apresentado o melhor resultado dos últimos 13 anos.

Cuidar do entorno de seus empreendimentos, das pessoas e do meio ambiente, consolidando sua rentabilidade econômico-financeira, esse é o verdadeiro negócio da Chesf. É, ainda, trabalhar em equipe, sempre em parceria com seus empregados, Diretoria e Conselho de Administração.

2. Perfil da Companhia

A Chesf, concessionária de serviço público de energia elétrica controlada pela Eletrobras, é uma sociedade de economia mista de capital aberto, criada pelo Decreto-Lei nº 8.031, de 03 de outubro de 1945, e constituída na 1ª Assembleia Geral de Acionistas, realizada em 15 de março de 1948, tendo como atividades principais a geração e a transmissão de energia elétrica, atuando em todo o território nacional.

A Companhia faz parte do Sistema Interligado Nacional (SIN) e realiza intercâmbio de energia com os sistemas Norte e Sudeste/Centro-Oeste. Com suas principais usinas localizadas na bacia do São Francisco, a geração de energia é influenciada pelos regimes hidrológicos das regiões Nordeste e Sudeste.

Concessionária de um dos maiores sistemas de geração e transmissão de energia elétrica do Brasil, as operações da Chesf se concentram nas atividades de geração hidrotérmica com predominância de usinas hidrelétricas, responsáveis por cerca de 98,9% da produção total de energia. Este parque gerador tem 10.615,1 MW de potência instalada, sendo composto por 14 usinas hidrelétricas (três próprias e 11 sob regime de O&M), supridas por 10 reservatórios com capacidade de armazenamento máximo de 56,8 bilhões de metros cúbicos de água e uma usina térmica bicombustível.

Usinas	Rio	Capacidade Instalada (MW)
HIDRELÉTRICAS	-	10.268,33
Sobradinho	São Francisco	1.050,30
Xxxx Xxxxxxx (Itaparica)	São Francisco	1.479,60
Xxxxxxxx Xxxxx (Moxotó)	São Francisco	400,00
Xxxxx Xxxxxx I	São Francisco	180,00
Xxxxx Xxxxxx XX	São Francisco	443,00
Xxxxx Xxxxxx XXX	São Francisco	794,20
Xxxxx Xxxxxx XX	São Francisco	2.462,40
Piloto (*)	São Francisco	2,00
Xingó	São Francisco	3.162,00
Funil	de Contas	30,00
Pedra	de Contas	20,01
Boa Esperança	Parnaíba	237,30
Curemas	Piancó	3,52
Araras (*)	Acaraú	4,00
TERMELÉTRICA	-	346,80
Camaçari (**)	-	346,80
TOTAL		10.615,13

(*) Concessões encerradas, aguardando formalização da Aneel.

(**) Em processo de encerramento de concessão. Quatro unidades sem condições operacionais.

O sistema de transmissão da Chesf é composto por 19.884,3 km de linhas em operação, sendo 5.207,1 km de circuitos de transmissão em 500 kV, 13.903,6 km de circuitos de transmissão em 230 kV, e 773,6 km de circuitos de transmissão em tensões inferiores, além de 111 subestações de potência (considerando-se neste total as subestações de outras transmissoras em que a Chesf possui ativos) e mais 15 subestações elevadoras de usinas, totalizando 551 transformadores em operação correspondente a 53.638,6 MVA, e ainda 9.730 km de cabos de fibras ópticas do tipo OPGW.

A Companhia também possui participações em empreendimentos de geração e transmissão por meio de Sociedades de Propósito Específico (SPEs).

3. Composição Acionária

O Capital Social da Companhia, no montante de R$ 9,754 bilhões, é representado por 55.905 mil ações nominativas, divididas em 54.151 mil ações ordinárias e 1.754 mil ações preferenciais, todas sem valor nominal. Deste total, 99,578% pertencem à Eletrobras, 0,347% ao Ministério da Fazenda, 0,016% à Light, e 0,059% a outros acionistas.

4. Relacionamento com Acionistas

A Chesf, como empresa de capital aberto, está sujeita às regras da Comissão de Valores Mobiliários – CVM.

A política de relacionamento da Companhia é pautada pela divulgação de informações com transparência, caracterizada pelo respeito aos princípios legais e éticos, alinhados às normas a que está submetida como concessionária de serviço público.

A Companhia possui um canal de divulgação de informações em seu portal corporativo na Internet, xxx.xxxxx.xxx.xx, link “Investidores”. A comunicação com seus acionistas é feita via atendimento telefônico, presencial e endereçamento eletrônico.

5. Governança Corporativa

5.1 Administração

A Chesf é administrada por um Conselho de Administração e por uma Diretoria Executiva, composta exclusivamente por brasileiros. Esse conselho é integrado por até seis membros eleitos pela Assembleia Geral, todos com prazo de gestão de um ano, admitida a reeleição, sendo um dos membros indicado pelo Ministro de Estado do Planejamento, Orçamento e Gestão, e outro membro eleito como representante dos empregados, escolhido pelo voto direto de seus pares dentre os empregados ativos e em eleição organizada pela Companhia em conjunto com as entidades sindicais que os representem, nos termos da legislação vigente.

A Diretoria Executiva é composta pelo diretor-presidente e até cinco diretores, eleitos pelo Conselho de Administração, que exercem suas funções em regime de tempo integral, com prazos de gestão de três anos, permitidas reeleições. O Diretor-Presidente é escolhido dentre os membros do Conselho de Administração, não podendo acumular a função de Presidente deste Conselho.

O Conselho Fiscal, de caráter permanente, compõe-se de três membros efetivos e igual número de suplentes, sendo um indicado pelo Ministério da Fazenda, como representante da Secretaria do Tesouro Nacional.

5.2 Gestão da Ética

A Chesf adota o Código de Ética Único do Sistema Eletrobras, que se aplica a todo o seu público interno, desde a alta administração até estagiários e jovens aprendizes e estabelece compromissos de conduta a serem seguidos no âmbito da Companhia, bem como, no relacionamento dos seus colaboradores com órgãos de governo, concorrentes, fornecedores, prestadores de serviço e demais parceiros externos.

A Comissão de Ética tem como principais atribuições a disseminação dos valores e princípios éticos, através de ações educativas e a apuração de denúncias de infração ética.

Os destaques das ações da Comissão de Ética em 2015 foram a participação no XI Seminário do Fórum Nacional de Gestão da Ética nas Empresas Estatais, no XVI Seminário Internacional – Ética na Gestão, oferecido pela Comissão de Ética Pública, Curso de Gestão e Apuração de Ética Pública, realização de Palestra sobre o tema Ética, realizada no auditório da sede da Companhia, com transmissão ao vivo para as regionais e todos empregados, a realização de Oficinas de relações sociais para profissionais saudáveis, no Trabalho, em parceria com a Superintendência de Recursos Humanos, nas Regionais de Fortaleza, Sobradinho e Aracajú, para gerentes e empregados não comissionados. Processos Institucionais - treinamento para novos gerentes, além de atendimento a consultas formuladas sobre aspectos de ética, bem como apuração dos processos éticos.

5.3 Ouvidoria

A Ouvidoria é um canal de diálogo com os públicos de relacionamento da Chesf, atuando de forma isenta, com caráter mediador, pedagógico e estratégico. Acolhe as manifestações dos cidadãos, não solucionadas por outros canais de atendimento, analisa e atua na busca por soluções, identifica tendências e orienta a organização, promovendo a melhoria contínua dos processos de trabalho e a

busca por soluções efetivas. Sempre observando os princípios da legalidade, da transparência, do sigilo e da ética.

A Ouvidoria também desenvolve as atividades inerentes à Lei nº 12.527/2011 – Lei de Acesso à Informação - LAI, vigente a partir de 16.05.2012, que regulou o Acesso à Informação, assegurando a qualquer cidadão demandar informações de interesse particular ou coletivo, realizando a gestão dos pedidos de informação dos cidadãos, por meio do Sistema de informação ao Cidadão – SIC, disponibilizado pela Controladoria Geral da União – CGU.

Estatística das Manifestações

O gráfico a seguir apresenta o total de 765 demandas recebidas pelos dois canais administrados pela Ouvidoria, sendo 689 manifestações postadas na Ouvidoria e 76 pedidos de informação dirigidos ao SIC.

SIC

76

SIC

Ouvidoria

689

Ouvidoria

Demandas por Tipo

As demandas são classificadas como: denúncia, e-mail SIC, elogio, outros, reclamação, SIC, solicitação e sugestão.

12 56

9 6

42

363

210

67

Denúncia

E-mail SIC Elogio Outros Reclamação SIC

Solicitação

Sugestão

Sistema de Informações ao Cidadão - SIC

Foram recebidos 76 pedidos de informações. Atendimento, no período, a 97,7% das manifestações, tendo como tempo médio de resposta 17 dias.

SIC
Demandas	Demandas com Prazo de Atendimento Prorrogado	Recurso em 1ª Instância	Recurso em 2ª Instância	Recurso CGU
76	8	3	-	-

5.4 Auditoria Interna

A Auditoria Interna da Chesf está vinculada ao Conselho de Administração, sujeita-se à orientação normativa e à supervisão técnica do Sistema de Controle Interno do Poder Executivo Federal, e tem por finalidade básica assegurar a legalidade e a legitimidade dos atos e fatos administrativos, bem como avaliar a eficácia da gestão, dos controles internos e das práticas administrativas, orientando- se por uma filosofia de atuar preventivamente, fortalecendo os processos e a gestão da Companhia.

O planejamento das atividades da Auditoria Interna é consubstanciado no Plano Anual de Auditoria Interna – PAINT, submetido à análise prévia da Controladoria-Geral da União – CGU e, posteriormente, ao exame pelo Conselho Fiscal e à aprovação pelo Conselho de Administração. A atuação da Auditoria Interna está limitada à execução de suas atividades típicas, com o objetivo de evitar o desvio de funções e de preservar sua isenção e imparcialidade.

5.5 Sustentabilidade Empresarial

A Sustentabilidade Empresarial na Chesf tem como objetivo estabelecer diretrizes que norteiem suas ações quanto à promoção do desenvolvimento sustentável, buscando equilibrar oportunidades de negócio com responsabilidade social, econômico-financeiro e ambiental. Dentre essas diretrizes estão a priorização da produção de energia limpa e renovável, o uso racional de recursos, atuar como agente indutor da eficiência energética, ter compromisso com a ética e a transparência, respeitar os direitos humanos, agregar valor para as partes interessadas, garantir condições de trabalho e de bem-estar adequadas aos colaboradores.

Em 2015, o Comitê de Sustentabilidade iniciou o acompanhamento da execução do Plano de Internalização da Política Ambiental das Empresas Eletrobras. A Chesf foi certificada no Programa Benchmarking Brasil 2015, do Instituto Mais, com o case da área de Tecnologia da Informação - “Impressão Verde”.

A Companhia manteve suas adesões ao Pacto Global, com emissão da Comunicação de Progresso (COP), aos Princípios de Empoderamento da Mulher, da ONU Mulheres, ao Programa Pró-equidade de Gênero e Raça, da Secretaria de Políticas para Mulheres da Presidência da República e à Declaração de Compromisso Corporativo no Enfrentamento da Violência Sexual contra Crianças e Adolescentes, da Secretaria de Direitos Humanos da Presidência da República (SDH/PR). Em setembro de 2015 assinou com o InPACTO a renovação do compromisso com o Pacto Nacional pela Erradicação do Trabalho Escravo.

A Chesf publicou o seu Relatório Anual de Sustentabilidade, seguindo as diretrizes mundiais da Global Reporting Initiative (GRI), apenas na versão online. Participou, ainda, ativamente para o Relatório de Sustentabilidade da holding e para as respostas aos questionários do Dow Jones Sustainability Index (DJSI) e do Índice de Sustentabilidade Empresarial (ISE) da BM&FBovespa.

5.6 Gestão de Riscos e Controles Internos

O processo de gestão integrada de riscos na Chesf é realizado com base na Política de Gestão de Riscos das Empresas Eletrobras e na metodologia definida em conjunto com a holding, que abrange as etapas de identificação, monitoramento e tratamento dos riscos empresariais de diversas naturezas, e tem o objetivo de dar suporte na tomada de decisões empresariais. A atividade envolve o mapeamento dos controles implementados para mitigação dos riscos identificados, bem como a elaboração e monitoramento de planos de ação visando ao aprimoramento dos controles e à consequente prevenção de perdas e salvaguarda de ativos.

O ambiente de controles internos da Chesf também é monitorado através do processo de Certificação SOX, realizado anualmente para assegurar a conformidade da Eletrobras e suas controladas aos requisitos da Lei norte-americana Sarbanes-Oxley (SOX), necessária para que a Eletrobras holding mantenha a negociação de suas ações na Bolsa de Valores de Nova Iorque (NYSE), além de verificar a aderência das atividades realizadas às políticas e procedimentos internos da Companhia, fortalecendo assim a eficácia dos processos. A certificação SOX envolve as etapas de revisão e atualização dos controles internos dos processos de negócios e de governança corporativa, os testes da administração, realizados pela auditoria interna, e os testes de certificação, realizados pelo auditor independente.

5.7 Compliance

Em fevereiro de 2015, a Diretoria Executiva aprovou a adesão da Chesf ao Manual de Compliance referente à Política de Anticorrupção das Empresas Eletrobras, bem como a indicação de um Gerente e um Assistente de Compliance. O Programa Anticorrupção das Empresas Eletrobras foi lançado na Chesf para todos os empregados em março/2015, através da disponibilização de documentos na intranet (Manual de Compliance e Guia do Colaborador) e informativos internos, incluindo um vídeo sobre o tema.

Ao longo de 2015, várias ações previstas no Manual de Compliance foram realizadas para estruturação do Programa, tais como: treinamento do gerente e assistente de Compliance, treinamento da alta administração (diretores e conselheiros), mapeamento e treinamento de grupo de pessoas mais expostas ao risco de fraude/corrupção, treinamento de novos gestores, palestra para fornecedores, definição de cláusulas contratuais específicas sobre Compliance a serem inseridas nos contratos com fornecedores, análises de denúncias recebidas através da Ouvidoria, entre outras. Além disso, a área de Compliance colaborou no atendimento ao escritório de advocacia norte- americano Hogan Lovells, contratado pela Holding para uma investigação independente nas Empresas Eletrobras, considerando supostas denúncias surgidas a partir de depoimentos da Operação Lava- Jato.

Desde o início da implantação do Programa de Compliance, a Chesf participa de videoconferências semanais com as Empresas Eletrobras, sob coordenação da Holding, nas quais são discutidas ações e diretrizes para consolidar e aprimorar cada vez mais o Programa nas Empresas Eletrobras. Ao longo de 2016, novas ações estão programadas para fortalecer e aumentar os controles relativos à gestão do Programa de Compliance.

5.8 Planejamento Empresarial

O Planejamento Empresarial da Chesf é um processo dinâmico, que envolve a constante avaliação dos fatores internos e externos que influenciam o desempenho empresarial e a consequente adequação dos objetivos estratégicos, visando aprimorar a gestão e atingir as metas e resultados propostos. Em 2015, a Diretoria avaliou a necessidade de ajustes no planejamento e aprovou um novo Mapa Estratégico para o horizonte 2015-2019.

O monitoramento do Planejamento Empresarial da Chesf é realizado com foco nos indicadores de cada objetivo definido em seu Mapa Estratégico, possibilitando o acompanhamento de desvios entre as metas e os resultados apurados. Em 2015, como em anos anteriores, o monitoramento foi realizado através de reuniões com a Diretoria e todo o corpo gerencial da Companhia, com transmissão via intranet para os empregados, consolidando assim o processo de gestão empresarial com transparência das informações e foco em resultados.

6. Regulação

Durante o ano de 2015, a gestão dos aspectos regulatórios na Chesf foi caracterizada por uma crescente importância das atividades a ela relacionadas, consolidando a sua essencialidade para a Companhia. A Coordenadoria de Regulação – CRG firmou-se no seu papel de integrar a função de Regulação na Companhia, promovendo a articulação com os órgãos reguladores – particularmente com a Aneel – e atuando internamente no sentido de assessorar, instrumentalizar e coordenar os processos relativos à Regulação, de acordo com as diretrizes emanadas da Diretoria Executiva.

Fazem parte da gestão da regulação na Companhia o acompanhamento das alterações na legislação que tramitam no poder legislativo, a participação da Chesf nas Audiências e Consultas Públicas de seu interesse, a coordenação dos processos de revisão e reajuste tarifário da Transmissão e da Geração, o acompanhamento das ações de correção de não conformidades, a proposição e acompanhamento da implantação de medidas que permitam promover a melhoria dos processos de forma a adequar-se às regras regulatórias e a defesa da Companhia quando da emissão de Termos de Notificação e em Autos de Infração por parte da Xxxxx.

Destacam-se, no ano de 2015, os seguintes marcos:

• Encaminhamento de informações para o reajuste tarifário da receita dos ativos de transmissão;

• Interposição de Recurso Administrativo contestando a Resolução Homologatória nº ReH 1.918/2015, relativa ao reajuste tarifário da Transmissão, com potencial aumento na Receita Anual Permitida - RAP e de ressarcimento de valores via parcela de ajuste;

• Encaminhamento de informações para o reajuste tarifário da receita das usinas cotistas;

• Interposição de recurso contestando a Resolução Homologatória ReH 1.924/2015, relativa ao reajuste tarifário da Geração, com expectativa de aumento da receita das usinas cotistas por conta de investimentos prudentes realizados e não considerados, do ressarcimento de despesas com demandas da administração pública, investimentos em bens não reversíveis, investimentos no Reservatório de Itaparica, e de ajustes nos custos decorrentes do montante de energia destinado aos consumidores industriais;

• Redução de 40% do montante de multas aplicadas pela Aneel, representando aproximadamente R$ 4,1 milhões.

7. Mercado de Energia

Em 2015 o consumo nacional de energia elétrica foi de 464.682 GWh e apresentou redução de 1,8% em relação a 2014. Dentre as classes de consumo, apenas a classe Comercial registrou crescimento, com taxa de 0,6%. Enquanto isso a classe Industrial reduziu 5,3%, a Residencial 0,7% e a classe Outros 0,2%. O consumo de energia elétrica por região do Brasil registrou crescimento nas regiões Norte com taxa de 3,3% e Centro-Oeste com 0,8%. Essas duas regiões representam apenas 14,6% do consumo brasileiro, enquanto que as regiões Nordeste, Sudeste e Sul, juntas, representam 85,4% do consumo e apresentaram queda em seus consumos, com as respectivas taxas de 0,9%, 3,3% e 3,3%. Este resultado foi influenciado, principalmente, pelo fraco desempenho no consumo das indústrias, que em função da retração na economia brasileira não se recuperou ao longo do ano de 2015. Já a redução no consumo residencial é explicada, em parte, pela elevação da tarifa média de eletricidade, queda na renda das famílias provocada pelo aumento da taxa de desemprego e, ainda pela incidência da bandeira tarifária vermelha no decorrer de 2015.

Quando observado por subsistema geolétrico, o consumo do Nordeste – não incluindo o Estado do Maranhão – somou 72.945 GWh (o equivalente a 15,7% do consumo total nacional) e registrou crescimento de 1,6% em relação ao ano 2014. Para atendimento a este subsistema, a Chesf contribuiu com 28,3% da energia gerada, enquanto que o intercâmbio com os subsistemas Norte e Sudeste respondeu por 14,9% e as outras gerações por 56,8% - com destaque para a geração térmica 35,8% e a eólica 18,9%.

No que tange às perspectivas de crescimento do mercado, as projeções divulgadas pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE, apresentam expansão no consumo nacional de energia elétrica, nas regiões atendidas pelo Sistema Interligado Nacional – SIN, da ordem de 3,9% ao ano, para o período 2014-2024. Este desempenho está sustentado pela expansão das classes comercial (5,1% a.a), residencial (4,1% a.a.) e industrial (3,0% a.a.). Para a carga de energia, o incremento projetado é da ordem de 29.312 MW médios ao final de 2024. Portanto, espera-se uma taxa média de crescimento de 3,8% ao ano, passando de 65.236 MW médios em 2015, para 94.548 MW médios em 2024. Para o subsistema Nordeste prevê-se uma expansão média de 4,3% ao ano, crescimento superior ao previsto para o Brasil, passando de 10.109 MW médios de 2015 para 15.182 MW médios em 2024, representando incremento de 5.073 MW médios no final do último ano. A participação do subsistema Nordeste na carga do Sistema Interligado Nacional – SIN é de 15,5%, com previsão de atingir 16,1 % em 2024.

8. Comercialização de Energia

Desde 2013 a Chesf vem comercializando energia elétrica, parte no regime de cotas e parte fora deste regime, que, nesse caso, pode-se dar no Ambiente de Contratação Livre - ACL e no Ambiente de Contratação Regulada - ACR. Embora uma parcela da energia do regime de cotas tenha sido reservada para atendimento aos consumidores industriais do Nordeste, a Chesf continuou a ter necessidade de compra de energia para atendimento aos seus compromissos.

Em 2015 as vendas corresponderam ao montante de 52.983GWh, distribuídos entre 23 estados do Brasil e o Distrito Federal. Desse montante, 45.398GWh (86%) foram comercializados no regime de cotas enquanto que 7.585GWh (14%) ficaram fora do regime de cotas. Referente à parcela fora do

regime de cotas, o total da energia foi destinado aos consumidores industriais livres, consumidores industriais cativos e aos comercializadores. Já as compras de energia totalizaram 1.833GWh, sendo necessárias para o atendimento aos compromissos da Chesf.

9. Usina Térmica de Camaçari

A Concessão da usina térmica de Camaçari - UTC, localizada no município de Dias D´Ávila no Estado da Bahia, foi outorgada à Chesf por meio da Portaria DNAEE n.º 1.068, de 10 de agosto de 1977. A entrada em operação comercial dessa usina ocorreu em 1979 e ao longo desses 37 anos de concessão, a Chesf, no cumprimento das obrigações emanadas do contrato de concessão e seus aditivos, bem como em atendimento as orientações do poder concedente e do acionista majoritário da Companhia, promoveu investimentos para recuperação e melhorias da usina que alcançam valores da ordem de R$ 600 milhões.

Em função dos elevados custos de operação, a UTC raramente é solicitada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS. Sua operação ocorre somente em situações conjunturais, tais como, restrições operativas ou em períodos de hidraulicidade crítica. Em que pese a característica de segurança para o Sistema Interligado Nacional - SIN, a geração da usina nos últimos dez anos, bem como a expectativa de despacho para os próximos anos são pouco significativas, fazendo com que os benefícios esperados para o sistema não sejam suficientes para justificar a permanência da usina no SIN com a adequada cobertura dos custos associados.

A forma de operação a que foi submetida a usina nos últimos anos, deteriorou significativamente as suas unidades geradoras, reduzindo a sua disponibilidade e, consequentemente,a sua confiabilidade para o atendimento às solicitações de despacho pelo ONS. Some-se a esse fato, a constatação de que grande parte dos equipamentos da usina já ultrapassou a sua vida útil econômica, tendo mais de 35 anos de operação.

Atualmente, a UTC conta com apenas uma das cinco unidades em operação comercial, estando o processo de distrato da sua concessão em análise pelo Ministério de Minas e Energia – MME.

10. Renovação dos Contratos com os Consumidores Industriais

Em 22 de junho de 2015, foi publicada a MP nº 677/2015, convertida na Lei nº 13.182 de 3 de novembro de 2015, autorizando a Chesf a participar do Fundo de Energia do Nordeste – FEN e estabelecendo as condições que deveriam ser obedecidas pela Companhia em caso de concordância com a prorrogação dos contratos atualmente vigentes com os Consumidores Industriais que atendem o disposto na Lei nº 10.604 de 17 de dezembro de 2002 e cujo término dos atuais contratos se encerraria em 30 de junho de 2015, conforme determinado pela Lei nº 11.943 de 28 de maio de 2009.

Ao decidir pela prorrogação dos referidos contratos, a Chesf teria prorrogada a concessão da UHE Sobradinho, por um período de até 30 anos, contados a partir do final do atual período de concessão (09/02/2022).

De acordo com a Lei nº 13.182, ao se renovar os contratos com esses consumidores, além das receitas decorrentes dos contratos de compra e venda, a Chesf teria direito aos recursos aportados no Fundo de Energia do Nordeste - FEN, bem como aos dividendos oriundos dos investimentos em Sociedades de Propósito Específico – SPE e dos ativos constituídos na proporção de sua participação societária, constituída a partir da aplicação dos recursos do FEN de titularidade da Chesf.

A solução legal estabelecida permitiu que a Chesf decidisse pela renovação dos contratos em condições atrativas, o que contribuiu para um ganho econômico significativo para a Companhia, além de possibilitar a obtenção de dividendos a serem auferidos nos empreendimentos futuros que deverão ser implantados pela Chesf em parceria com outras empresas, utilizando os recursos acumulados no FEN.

11. Desempenho Operacional

Dada à localização de suas principais usinas, na bacia do Rio São Francisco, a geração de energia é influenciada pelos regimes hidrológicos das regiões Nordeste e Sudeste. Devido a essa localização e as afluências ocorridas no período úmido 2014/2015, o principal reservatório da região Nordeste, Sobradinho, atingiu, no final do mês de abril de 2015, o armazenamento de 21,91% e, em 31 de dezembro, chegou a 2,20% do seu volume útil.

A Companhia gerou 25.080 GWh em 2015, contra 28.738 GWh em 2014, representando uma redução de 12,7%. Este resultado foi devido à baixa hidraulicidade ocorrida no período úmido de 2014/2015, sendo necessária a maximização da geração térmica da região, bem como o recebimento de intercâmbio de outras regiões do SIN.

Para maior segurança do Sistema Eletroenergético, a Companhia implantou um novo Centro de Controle, agregando as atividades de um Centro Regional ao Centro de Operação com tecnologia de Vídeo Wall em LCD e Servidores Blade de alto desempenho, no sistema SCADA. Foram contempladas a integração de novas subestações, a ampliação do número de instalações teleassistidas e a inclusão de pontos de supervisão, previstos no procedimento de rede 2.7 do ONS. Estes esforços resultaram no aumento da observabilidade do sistema, atingindo a marca de 100.000 pontos de supervisão. Investimentos adicionais também foram realizados na área de Qualidade de Energia, Oscilografia, Regulação Automática de Tensão, Supervisão dos Sistemas de Proteção e Rede Hidrométrica das bacias dos Rios São Francisco, Contas e Parnaíba.

O sistema de telecomunicações transporta sinais de voz, dados e vídeo, para uso corporativo (correio eletrônico, videoconferência IP, aplicações administrativas, sistemas de informação, etc.), bem como operacional (sistemas de telessupervisão em tempo real, sinais de teleproteção, demais aplicações inerentes ao setor elétrico, tanto da CHESF, como do ONS e de outras empresas do setor a quem presta serviços de comunicação).

Em 2015, foram acrescidas ao sistema de telecomunicações da Chesf 08 novas instalações elétricas: Campina Grande III, Igaporã III, Pindaí II, Garanhuns II, Pau Ferro II, Campo Formoso, Acaraú II e Lagoa Nova II. A Companhia iniciou a primeira etapa de seu Plano Diretor de Telecomunicações (PDTel), com a instalação de uma Rede de Transporte Óptico (OTN) de alta capacidade de tráfego de informações, tendo colocado em 2015 um dos anéis já em fase de testes funcionais.

Destaca-se que, de acordo com o seu Planejamento Empresarial, a Chesf implantou, em 2015, um novo modelo para instalações teleassistidas, que migraram para a estratégia de atendimento local por profissionais capacitados a desenvolver atividades tanto de Operação como de Manutenção - O&M.

Ao final de 2015 foram totalizadas 32 subestações operadas e mantidas pela CHESF neste novo modelo. Para tanto, foi realizado um amplo programa de treinamento dos profissionais, totalizando 25 turmas e aproximadamente 2.400 horas-aula ministradas a mais de 80 colaboradores.

Tal iniciativa vem no sentido de dotar a Companhia de um modelo de gestão técnico-operacional mais integrado e descentralizado, promovendo ajustamento do seu capital humano a uma realidade de desempenho técnico e econômico, em função das exigências crescentes da sociedade por melhoria dos serviços prestados e redução dos custos associados.

Com isso, a Companhia espera melhorar o atendimento às manutenções de pequeno porte, reduzindo assim a dependência de mobilização de equipes centralizadas, bem como acelerar o restabelecimento provocado por indisponibilidades de natureza simples em ativos, além de complementar as equipes centralizadas nas manutenções de grande porte.

11.1 Indicadores de Desempenho

Os resultados em 2015 para os indicadores de Frequência Equivalente de Interrupção – FREQ, Duração Equivalente de Interrupção – DREQ e Energia Interrompida - ENES foram os maiores dos últimos cinco anos. Este fato se deve às ocorrências contingenciais verificadas ao longo do ano.

O indicador referente ao Número de Eventos com Interrupção de Carga na Rede Básica (NEIC-RB), apesar de ter ficado na média dos últimos cinco anos, teve eventos de magnitudes relevantes, refletindo no aumento do valor do indicador da Energia Interrompida – ENES.

O indicador de Disponibilidade Operacional de Linhas de Transmissão apresentou um valor que refletiu o bom desempenho no serviço prestado, com pequena variação em relação aos anos anteriores.

Quanto ao indicador de Disponibilidade Operacional de Geração, ressalta-se que nos últimos anos vem apresentando uma redução, devido a indisponibilidades de algumas usinas para realização de programas de modernização das suas unidades geradoras.

11.2 Frequência Equivalente de Interrupção - FREQ

Indica o número de vezes que uma carga equivalente à demanda máxima atendida pela Chesf teria sido interrompida, considerando todas as interrupções ocorridas no período.

Frequência Equivalente de Interrupção - FREQ

0,7

0,6

0,580

0,525 0,531

0,5

0,432

0,4

0,365

0,3

0,2

0,1

0

2011

2012

2013

2014

2015

Número

Melhor

11.3 Duração Equivalente de Interrupção – DREQ

Indica o tempo que uma carga equivalente à demanda máxima atendida pela Chesf teria permanecido interrompida, considerando todas as interrupções ocorridas no período.

DURAÇÃO EQUIVALENTE DE INTERRUPÇÃO - DREQ

0,6

0,498

0,5

0,464

0,4

0,293

0,3

0,276

0,257

0,2

0,1

0

2011

2012

2013

2014

2015

Número

Melhor

11.4 Energia Interrompida - ENES

É a energia interrompida não fornecida em consequência de interrupção de suprimento, motivada por eventos originados no Sistema Chesf.

Energia Interrompida - ENES

6.000

5.434

5.031

5.000

4.000

3.000

2.776

2.770

2.804

2.000

1.000

0

2011

2012

2013

2014

2015

MWh

Melhor

11.5 Número de Eventos com Interrupção de Carga na Rede Básica – NEIC-RB

É o número de desligamentos intempestivos com origem na Rede Básica da Chesf que ocasionaram qualquer interrupção de carga no Sistema Chesf.

NEIC -RB

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

42

38

31

26

25

2011 2012 2013 2014 2015

R$ milhões

Melhor

11.6 Disponibilidade Operacional – DO

Indica a probabilidade de, num dado momento, o equipamento estar operando, desempenhando sua função ou pronto para operar.

Disponibilidade Operacional de Geração

95

92,45

90,67

90

89,40

85

84,15

80

78,08

75

70

2011

2012

2013

2014

2015

Percentual (%)

Melhor

Disponibilidade Operacional de Linhas de

Transmissão

99,940

99,920

99,900

99,880

99,860

99,840

99,820

99,800

99,780

99,760

99,924

99,896

99,905

99,878

99,820

2011 2012 2013 2014 2015

Percentual (%)

Melhor

12. Investimentos

Nos últimos anos, a Chesf vem diversificando seus investimentos em geração e transmissão de energia elétrica, empregando recursos na construção de Ativos Próprios e por meio de parcerias em Sociedades de Propósito Específico - SPEs.

12.1 Investimento em Ativos Próprios

No ano de 2015, os investimentos para a expansão e modernização da capacidade produtiva da Chesf, de acordo com a realização orçamentária, totalizaram R$ 921,4 milhões. Este montante está assim distribuído: R$ 72,6 milhões em geração de energia; R$ 765,3 milhões em obras do sistema de transmissão; R$ 23,1 milhões no reassentamento de Itaparica; e R$ 60,4 milhões em outros gastos de infraestrutura. No período de 2011 a 2015, a Taxa de Crescimento Anual Composta (CAGR) foi de

-5,6%.

Investimentos em Ativos próprios

CAGR -5,6%

1.389

1.365

1.158

1.238

921

2011

2012

2013

2014

2015

R$ milhões

O gráfico a seguir apresenta os investimentos ao longo dos últimos cinco anos.

12.1.1 Sistema de Geração

Em 2015, foram investidos R$ 61,8 milhões nas usinas hidrelétricas, para manutenção de níveis de continuidade e disponibilidade satisfatórios ao atendimento da demanda, com destaque para as seguintes realizações:

• Implantação de Sistemas Digitais (MPCCSR) nas Usinas Paulo Afonso I, II e III. Concluída a unidade geradora 01G7 de Xxxxx Xxxxxx XX, com entrada em operação em julho de 2015, finalizando os serviços de digitalização dessas usinas, pois os trabalhos nas demais unidades de Paulo Afonso I, II e III já haviam sido concluídos em anos anteriores;

• Digitalização de duas unidades geradoras da Usina Boa Esperança. Concluídas as unidades geradoras 01G1 e 01G2, respectivamente, em Nov/2015 e set/2015, incluindo a Revitalização dos principais componentes. As outras duas unidades foram concluídas em 2013;

• Revitalização e Modernização das Unidades Geradoras de Paulo Afonso I e II: Concluídas as unidades 01G1, 01G2 e 01G7, respectivamente, em mai/2015, jul/2015 e jul/2015. Os trabalhos nas demais unidades já haviam sido concluídos em anos anteriores;

• Concluída a elaboração do Projeto básico de Modernização e Digitalização da UHE Xingó, subestação de 500 kV e subestação de 69 kV;

• Realização do monitoramento sismológico nas usinas de Boa Esperança, Sobradinho, Itaparica, e Xingó.

Com relação a novas hidrelétricas, a Companhia já havia concluído, em parceria com empresas privadas, os Estudos de Viabilidade Técnica e Econômica (EVTE) de cinco aproveitamentos hidrelétricos situados no rio Parnaíba: Ribeiro Gonçalves (113 MW), Uruçuí (134 MW), Cachoeira (63 MW), Estreito (56 MW) e Castelhano (64 MW). O aproveitamento de Uruçuí foi considerado inviável ambientalmente, tendo sido indeferida a emissão de sua Licença Prévia. Os outros 4 aproveitamentos participaram dos leilões de energia da Aneel, seja de forma individual ou em conjunto, formando um complexo hidrelétrico. No entanto, em nenhum desses leilões se obteve êxito na venda de energia dessas usinas. Isto aconteceu por causa do preço-teto da tarifa fixado pela Aneel no leilão, considerado baixo, incapaz de proporcionar rentabilidade suficiente para viabilizar esses aproveitamentos hidrelétricos. Em 2015 a Companhia realizou e protocolou na Aneel, a revisão do Relatório de Disponibilidade Hídrica do Rio Parnaíba, necessário para atender aos requisitos do registro na EPE e consequente habilitação nos futuros leilões A-5 da Aneel.

No submédio Rio São Francisco a Companhia já havia concluído o EVTE do aproveitamento de Riacho Seco (276 MW) e aguarda a aprovação do EIA/Rima (ambos protocolados no IBAMA), para posterior realização de Audiências Públicas para obtenção da LP (licença Prévia), de forma a possibilitar a participação deste aproveitamento hidrelétrico em futuro Leilão A-5.

Na área de Energia Eólica, a Companhia investiu R$ 9,9 milhões até final de 2015, na implantação dos parques eólicos próprios Casa Nova (180 MW), Casa Nova II (28 MW) e Casa Nova III (24 MW), que totalizam de 232 MW, e são situados no município de Casa Nova, na Bahia.

Ainda sobre a geração eólica, a Companhia tem em curso um programa de medições de vento, para o desenvolvimento de projetos eólicos, em várias áreas selecionadas no Nordeste, num total que ultrapassa os 33.000 ha, correspondendo a um potencial superior a 4.000 MW, a serem implantados via futuros leilões de venda de energia da Aneel, no ambiente regulado (ACR), ou mesmo para a venda direta no mercado livre (ACL). A Companhia busca também ampliar parcerias para viabilizar a exploração do grande potencial eólico da região.

Na área de geração solar, a Companhia iniciou um novo processo licitatório para implantar, no âmbito do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D+I), uma planta fotovoltaica de 3 MWp interligada à rede elétrica em uma área localizada próxima à cidade de Petrolina (PE). Esta planta tem por objetivo a proposição de arranjos técnicos e comerciais para inserção de projetos de geração solar fotovoltaica na matriz energética brasileira, num projeto de P&D+I intitulado “Central Fotovoltaica da Plataforma Solar de Petrolina” elaborado em parceria entre a Chesf, Cepel, UFPE e UPE, com previsão de conclusão em agosto de 2017, tendo sido investido R$ 0,9 milhão em 2015. A Companhia participa ainda de projeto heliotérmico de 1 MWp a ser implantado também em Petrolina, em parceria com o Cepel, e efetua medições em 15 estações solarimétricas, instaladas no semiárido nordestino, visando ao aproveitamento da energia solar com tecnologias fotovoltaicas e heliotérmicas. A Companhia desenvolveu um projeto de geração Fotovoltaico de 30 MW para participar de futuros Leilões de energia, a ser implantado em São José do Belmonte, distrito de Bom Nome.

Como destaque em Energia Solar, no âmbito da Cooperação para o Desenvolvimento Sustentável entre o Brasil e a Alemanha, a Companhia participa do Programa “Usinas Solar Térmicas para Geração de Energia Elétrica” e também do “Programa Solar para a Geração de Energia Elétrica – Solar Nordeste”, estando o governo alemão fornecendo recursos, através do Banco Alemão de Desenvolvimento KfW, e em cooperação com o GIZ (Agência de Cooperação Internacional Alemã) para medidas de mitigação das mudanças climáticas no marco de sua nova modalidade de financiamento para promover tecnologias favoráveis à proteção do clima global (DKTI). Em 2015, após a finalização de um estudo de pré-viabilidade, o KfW e a Companhia lançaram a licitação de um estudo de viabilidade, focando tanto na tecnologia CSP (Potência Térmica com Concentradores Solares), quanto na tecnologia fotovoltaica. Esse estudo visa a fornecer à Companhia informações necessárias para a otimização do desenvolvimento de uma usina de energia solar de dimensão industrial no Nordeste do Brasil.

12.1.2 Sistema de Transmissão

No ano de 2015, o Sistema de Transmissão da Chesf teve uma ampliação, quando foram energizados

154 km de linhas de transmissão, além de 38,3 km para seccionamento a subestações de SPEs e acessantes, 04 novas Subestações, sendo 1 transferida à Chesf por acessante, com a ampliação da capacidade de transformação em 2.800 MVA.

Foram energizados em 2015 os seguintes empreendimentos:

EMPREENDIMENTO	SE	KM	MVA
SE Suape II - 2º ATR 500/230 kV - 3x200 MVA			600
SE Xxxx XX - 0x XX 000/00 xX - 000 MVA			100
SE Xxxxxxxxxx Xxxxxxxxxx - 0x XX 000/00 xX - 000 MVA			100
SE Suape III - 3° XX 000/00 xX - 000 MVA			100
SE Teresina II - 3º banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV - 3x100 MVA			300
LT 230 kV Angelim / Ribeirão C1 - Recapacitação
LT 230 kV Sobral III / Acaraú II		91,3
SE Juazeiro da Bahia II - 4º XX 000/00 xX - 000 MVA			100
SE Piripiri - 2º e 3º TR 230/69 kV - 50 MVA			100
SE Santo Antônio de Jesus - 3º XX 000/00 xX - 000 MVA			100
SE Senhor do Bonfim II - 2º XX 000/000 xX - 000 MVA			100

SE Governador Mangabeira - Complementação da LT 230 kV para Camaçari II e realocação da LT 230 kV para Catú		2
LT 230 kV Camaçarí II / Tomba / Governador Mangabeira - 2 ELs 230 kV, na SE Governador Mangabeira
SE Pindaí II	1		300
LT 230 kV Igaporã III/Pindaí II CS		49,6
LTs 230 kV Igaporã III/Igaporã II C1, C2		10,8
SE Igaporã III-500/230 kV	1		750
SE Lagoa Nova II 230/69 kV	1		150
TOTAIS 2015	3	154	2.800

Foi incorporada, também, ao sistema da Chesf a Subestação Campo Formoso 230/34,5 kV-120 MVA, transferida por acessante à Rede Básica da Chesf.

A energização das novas SE´s Pindaí II, Igaporã III e Lagoa Nova II viabilizarão, de imediato, a recepção e transmissão de aproximadamente de 252 MW de Energia Eólica, no estado da Bahia e 198 MW no estado do Rio Grande do Norte respectivamente.

No ano de 2015 foram concluídos 47 eventos do Programa de Melhorias de Instalações (PMI) envolvendo 86 equipamentos em 23 Subestações, com investimento da ordem de R$ 30,0 milhões. Estes eventos foram relativos à substituição de 47 chaves seccionadoras, 04 substituições de disjuntores, 05 entradas de linha em 69 kV, 02 entradas de linha em 138 kV e a substituição de 20 TC´s de 230 kV, além de 8 Transformadores de aterramento.

Foram realizadas avaliações extraordinárias nos sistemas de proteção de 37 subestações da Rede Básica da Chesf, conforme ofício n° 966 ANEEL e Nota Técnica 058-2013 SFE-SRT ANEEL. As Subestações envolvidas neste processo em 2015 foram: SE Paraíso, SE Açu II, SE Xxx Xxxxx, SE Elizeu Martins, SE Piripiri, SE Terezina II, SE Boa Esperança, SE Picos, SE Abaixadora, SE Bom Nome, SE Cícero Dantas, SE Irecê, SE Senhor do Bonfim II, SE Juazeiro da Bahia II, SE Barreiras, SE Bom Jesus da Lapa, SE Jaguarari, SE Banabuiu, SE Russas II, SE Mossoró II, SE Coremas, SE Icó, SE Milagres, SE Pirapama II, SE Ribeirão, SE Tacaimbó, SE Cauipe, SE Quixadá, SE Sobral II, SE Sobral III, SE Tauá II, SE Xxxxx Xxxxxx XXX, SE Xxxx XX, SE Brotas de Macaúbas, SE Cotegipe, SE Itabaiana e SE Eunápolis.

Foram concluídos 31 Testes de Aceitação em Fábrica (TAF) de sistemas de MPCCSRA em 2015 e 08 referentes a sistema de CFTV e Cabeamento Estruturado.

Foi dada continuidade, no ano de 2015, ao acompanhamento dos empreendimentos de transmissão no âmbito do Comitê de Monitoramento dos Empreendimentos de Transmissão – CMET, do qual participam representantes da SPT e de todas as unidades organizacionais da Chesf envolvidas nos empreendimentos, tais como a Área Jurídica, Meio-ambiente, Suprimento e Diretoria de Operação. Com objetivo de aperfeiçoar a gestão dos empreendimentos, houve mudanças na forma de condução das reuniões mensais tornando-as mais efetivas.

Além disso, foi dada prioridade para a conclusão das obras associadas às Instalações Coletoras de Geração Eólica (ICG´s). Foram constituídas duas equipes, com dedicação exclusiva, que são compostas por um coordenador, o Gestor Executivo de Empreendimento, ligado diretamente ao Diretor de Engenharia, e por representantes de todas as áreas envolvidas no desenvolvimento destas obras.

A partir de julho/2015, foi elaborado o Planejamento Estratégico da Diretoria de Engenharia, em cujo Mapa Estratégico estão definidos 8 Objetivos Finalísticos e 5 Objetivos de Suporte. Estes objetivos são desdobrados no âmbito de cada Superintendência da Diretoria. Mensalmente é realizada reunião de Monitoramento com a participação do Diretor e todos os gerentes. A seguir, estão listados estes Objetivos.

Objetivos Estratégicos

• Implantar Empreendimentos de ICG´s;

• Implantar Empreendimentos de Transmissão Corporativos;

• Implantar Reforços e Melhorias de Transmissão;

• Implantar Empreendimentos de Geração Corporativos;

• Implantar Empreendimentos de Geração em Parceria;

• Efetuar Ampliações e Melhorias em Empreendimentos de Geração em Operação;

• Prospectar e Desenvolver Novos Negócios de Geração e Transmissão.

Objetivos de Suporte

1. Firmar Contratos de Aquisição e de Serviços;

2. Administrar Contratos de Aquisição e de Serviços;

3. Concluir os Compromissos com o Reassentamento de Itaparica;

4. Viabilizar a Obtenção de Licenças Ambientais;

5. Conceber e Implantar Projetos de P&D de Engenharia.

12.2 Investimentos em Sociedades de Proposito Especifico

No ano de 2015, os investimentos realizados em Sociedades de Propósito Específico (SPEs), através da Integralização de Capital e da realização de Adiantamentos para Futuro Aumento de Capital, totalizaram R$ 1.352,0 milhões, representando uma redução de 8,5% em relação ao ano de 2014, em função da entrada em operação de boa parte das SPEs. No período de 2011 a 2015, a Taxa de Crescimento Anual Composta (CAGR) foi de 22,7%.

Investimentos em sociedades de propósito específico - SPE cagr +22,7%

1.478

1.352

1.182

852

597

2011

2012

2013

2014

2015

R$ milhões

O gráfico a seguir apresenta os montantes anuais investidos pela Chesf em SPEs ao longo dos últimos cinco anos.

12.2.1 Sistema de Geração

A Chesf possui participações em empreendimentos de geração, por meio de SPEs, em um total de 16.562,81 MW, correspondentes a 3.100,42 MW equivalentes, conforme quadro a seguir:

SPEs		LOCAL	MW	PART.	MW Equiv.	INÍCIO DE OPERAÇÃO
GERAÇÃO HIDRÁULICA	Energética Águas da Pedra S.A.	Aripuanã/MT	261,00	24,5%	63,95	ago-11
	ESBR Participações S.A.	Porto Velho/RO	3.750,00	20,0%	750,00	set-13
	Norte Energia S.A.	Altamira/PA	11.233,10	15,0%	1.684,97	nov-15
	Companhia Energética SINOP S.A.	Sinop/MT	400,00	24,5%	98,00	jan-18

GERAÇÃO EÓLICA	Complexo Eólico Sento Sé I	Sento Sé/BA	90,00	49,0%	44,10	mar-13
	Complexo Eólico Sento Sé II	Sento Sé/BA	98,70	49,0%	48,36	set-15
	Complexo Eólico Sento Sé III	Sento Sé/BA	58,75	49,0%	28,79	abr-16
	Complexo Eólico Vamcruz	Serra do Mel/RN	93,00	49,0%	45,57	dez-15
	Complexo Eólico Chapada do Piauí I	Marcolândia, Caldeirão Grande e Simões/PI	205,10	49,0%	100,50	jul-15
	Complexo Eólico Chapada do Piauí II (*)	Marcolândia, Caldeirão Grande e Simões/PI	172,40	49,0%	84,48	jan-16
	Complexo Eólico Pindaí I (*)	Pindaí/BA	68,00	99,95%	67,97	out-16
	Complexo Eólico Pindaí II (*)	Pindaí/BA	26,00	99,97%	25,99	out-16
	Complexo Eólico Xxxxxx XXX (*)	Pindaí/BA	16,00	83,01%	13,28	out-16
	Complexo Eólico Serra das Vacas	Saloá/PE	90,76	49,0%	44,47	nov-15
Potência Total e Equivalentes da Chesf em SPEs			16.562,81		3.100,42
(*) Usinas em processo de redução da capacidade instalada, aguardando definição da Aneel. Capacidade Total dos empreendimentos hidroelétricos em parceria = 15.644,1 MW Capacidade Total dos empreendimentos eólicos em parceria = 918,7 MW

Nos empreendimentos em parceria, a Chesf investiu, em 2015, R$ 1.119,8 milhões, sendo essas inversões aplicadas nas 40 sociedades em fase de implantação, dos quais R$ 479,6 milhões em empreendimentos eólicos e R$ 640,2 milhões nos hidroelétricos.

Avançaram fortemente as ações de suporte e atividades de campo visando à implantação dos novos parques eólicos na região Nordeste, provenientes dos Leilões de Energia havidos em 2013. Dos 37 empreendimentos em construção, no exercício de 2015, entraram em operação comercial, no mês de julho, 7 (sete) parques eólicos do Complexo Chapada do Piauí I (Ventos de Santa Joana IX, X, XI, XII XIII, XV e XVI), com antecipação de dois meses em relação à data de entrega de energia estabelecida no Leilão LER de 2013.

Ainda em 2015 entraram em operação comercial mais 11 (onze) parques eólicos integrantes dos Complexos Eólicos: Sento Sé II (Baraúnas I, Morro Branco I e Mussambê - Leilão LER/2013), Serra das Vacas (Serra das Vacas I, II, III e IV - Leilão A-3/2013) e VamCruz (Junco I, II, Caiçara I e II - Leilão A-5/2011).

A potência instalada desses 18 parques eólicos totaliza 487,6 MW, sendo que o equivalente à participação da Chesf em 49% corresponde a 238,9 MW.

Também entraram em operação comercial mais 17 unidades geradoras da hidroelétrica Jirau, totalizando 37 unidades de um total de 50, o que representou a adição de 1.275 MW, ao Sistema Interligado Nacional. A participação acionária da Chesf nesse empreendimento é de 20%.

Dessa forma, as ações desenvolvidas pela Chesf em sociedades de propósito específico, propiciaram o acréscimo de 1.762,6 MW de potência instalada de geração no sistema elétrico brasileiro, sendo que o equivalente à participação da Chesf nas sociedades corresponde a 493,9 MW.

12.2.2 Sistema de Transmissão

A Chesf possui participações em empreendimentos de transmissão, por meio de SPEs, em um total de 5.296,5 km, correspondentes a 1.591,3 km equivalentes, conforme quadro a seguir:

SPEs	EMPREENDIMENTO	LOCAL	km	PART.	km Equiv.	INÍCIO DA OPERAÇÃO
Sistema de Transmissão Nordeste S.A. - STN	LT 500 KV Teresina II – Sobral III – Fortaleza II, SE Teresina II, SE Sobral III, SE Fortaleza II.	CE/PI	546,0	49,0%	267,5	jan-06
Integração Transmissora de Energia S.A. - INTESA	LT 500 kV Colinas – Miracema, LT 500 kV Miracema – Gurupi; LT 500 kV Gurupi – Peixe II, LT 500 kV Peixe II – Serra da Mesa II, SE Peixe II, SE Serra da Mesa II.	TO/GO	695,0	12,0%	83,4	mai-08
Manaus Transmissora de Energia S.A.	LT 500 KV Oriximaná – Itacoatiara; LT 500 kV Itacoatiara – Cariri; SE Itacoatiara 500/138 kV, SE Cariri 500/230 kV.	PA/AM	559,0	19,5%	109,0	mar-13
Interligação Elétrica do Madeira S.A.	LT 600kV Porto Velho – Araraquara II; Estação Retificadora – 500/600 kV – 3150 MW; Estação Inversora – 600/500kV – 2950 MW.	RO/MT/MS/SP	2.375,0	24,5%	581,9	mai-14
Transmissora Delmiro Gouveia S.A. - TDG	LT 230 kV São Luís II - São Luís III; SE Aquiraz II e SE Pecém II (em operação).	MA/CE	156,0	49,0%	76,4	85% em Operação - SE Aquiraz II - Dez/13; SE Pecém II - Jan/14 LT 230 kV São Luís II - São Luís III - Previsão para Mai/16
Interligação Elétrica Garanhuns S.A. - IEG	LT 500 KV Xxxx Xxxxxxx – Garanhuns, LT 500 KV Garanhuns – Xxxxxxx Xxxxxx XXX, XX 000 XX Xxxxxxxxx – Xxx Xxxxx, LT 230 KV Garanhuns – Angelim I, SE Garanhuns, SE Pau Ferro.	PE/PB	666,0	49,0%	326,3	80% em operação - nov/15; Seccionamento Angelim/Recife II, para conexão na SE Pau Ferro - Previsão Fev/16
Extremoz Transmissora do Nordeste S.A. – ETN	LT 500kV Ceará Mirim – Xxxx Xxxxxx XX, LT 500kV Ceará Mirim – Xxxxxxx Xxxxxx XXX, XX 000xX Xxxxx Xxxxx – Extremoz II, LT 230kV Campina Grande III – Campina Grande II, Secc. LT 000xX X. Xxxxxx XX – Extremoz – Ceará Mirim Secc. LT 230kV C. Grande II - Extremoz II, SE Xxxx Xxxxxx XX, SE Campina Grande III, SE Ceará Mirim.	PB/RN	299,5	49,0%	146,8	mai-15
Total de Linhas de Transmissão em operação – SPE			4.974,5		1.433,5
Total de Linhas de Transmissão em construção – SPE			322,0		157,8
TOTAL GERAL			5.296,5		1.591,3

Nos empreendimentos de transmissão em parcerias a Chesf investiu em 2015 R$ 232,7 milhões, sendo essas inversões aplicadas nas 3 sociedades em fase de implantação.

Entraram em operação comercial parte dos empreendimentos associados às SPEs Interligação Elétrica Garanhuns S.A. e Extremoz Transmissora do Nordeste S.A. que propiciaram o acréscimo de 5 (cinco) subestações e 952,5 km de linhas de transmissão, sendo que o equivalente à participação da Chesf nas sociedades corresponde a 466,7 km de linhas.

13. Conjuntura Econômica

O ano de 2015 foi marcado, conforme carta de conjuntura de dezembro do Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (Ipea), por uma deterioração do cenário econômico, especialmente no tocante às

principais variáveis macroeconômicas tais como índices inflacionários, emprego e renda, onde foi perceptível a diminuição do nível da atividade econômica.

A economia se mantém em recessão técnica após as seguidas variações trimestrais negativas. Para o acumulado de 2015, as estimativas do mercado indicam uma forte contração de 3,75% no PIB, que pode ser a maior em mais de duas décadas, e para 2016 a expectativa também é de recuo de 2,99% na atividade econômica (Boletim Focus 15/01/2016, BACEN). O recuo da demanda foi mais intenso que o previsto e o investimento seguiu a tendência de queda que persiste há dois anos, agravada ao longo de 2015.

A inflação, medida pelo IPCA, encerrou o ano acumulada em 10,67%, a taxa mais elevada desde 2003, decorrente de ajustes nos preços administrados dos serviços e produtos, tais como combustíveis e energia elétrica, aumento da cotação do dólar nominal e continuidade de alta nos preços de serviços, tais como saúde e educação. Para 2016, apesar de a expectativa ser de 7,00% (Boletim Focus, BACEN 15/01/2016), inferior à verificada em 2015, ocorre processo de deterioração das expectativas de inflação futura como consequência da manutenção da Taxa SELIC na última reunião do Comitê de Política Monetária (COPOM).

Neste cenário complexo de 2015, o mercado de trabalho não deixou de ser afetado. A taxa de desocupação fechou dezembro em 6,9%, a maior registrada para o mês desde 2007. O atual patamar de desemprego na população economicamente ativa é reflexo da redução na oferta de trabalho. De acordo com o Cadastro Geral de Emprego e Xxxxxxxxxx (CAGED), ao longo de 2015 o país perdeu 1,542 milhão de empregos formais.

14. Desempenho Econômico-Financeiro

O desempenho econômico-financeiro está sendo apresentado em conformidade com as demonstrações financeiras da Companhia dos exercícios de 2011 a 2015.

14.1 Resultado do Exercicio

Lucro (Prejuizo) Líquido

1.554

(466)

(476)

(1.118)

2011

(5.341)

2012

2013

2014

2015

R$ milhões

A Companhia registrou, no exercício de 2015, um prejuízo de R$ 476,0 milhões, contra um prejuízo de R$ 1.117,9 milhões em 2014. Apesar de negativo, houve avanços em alguns itens, reflexo das medidas tomadas visando a retomada da lucratividade, tais como, aumento de receita operacional, redução de alguns custos e despesas operacionais e melhoria no Ebtida, conforme demonstrados nos tópicos seguintes.

14.2 Receita Operacional Bruta

A Companhia apresentou aumento da receita operacional bruta em 2015 de 13,4% em comparação ao exercício de 2014, passando de R$ 4.210,0 milhões para R$ 4.774,3 milhões. Contribuiram para essa variação positiva, o aumento da receita de fornecimento e suprimento de energia elétrica de 13,0% (R$ 291,1 milhões), o aumento da receita de operação e manutenção do sistema de transmissão de 20,1% (R$ 153,6 milhões), e o aumento da receita de comercialização de energia no mercado de curto prazo em 46,5% (R$ 70,9 milhões).

Receita operacional bruta

CAGR -5,7%

7.001

6.031

4.787

4.774

4.210

2011

2012

2013

2014

2015

No período de 2011 a 2015, a Taxa de Crescimento Anual Composta (CAGR) foi de -5,7%.

R$ milhões

14.3 Tributos e Encargos Regulatorios sobre Vendas

Os tributos e encargos regulatórios sobre vendas totalizaram R$ 734,4 milhões no ano de 2015 representando um aumento de 13,6% em relação ao exercício anterior. Deste total, R$ 491,4 milhões correspondem a impostos e contribuições sociais (aumento de 25,9% em relação a 2014), e R$ 243,0 milhões a encargos regulatórios (redução de 5,2% em relação a 2014).

Tributos e Encargos Regulatórios CAGR -5,3%

1.005

913

689

734

647

2011

2012

2013

2014

2015

R$ milhões

A Taxa de Crescimento Anual Composta (CAGR) no período de 2011 a 2015 foi negativa de -5,3%.

14.4 Receita Operacional Liquida

Receita Operacional Líquida

CAGR -5,7%

5.996

5.118

4.098

3.563

4.040

2011

2012

2013

2014

2015

R$ milhões

A receita operacional líquida (ROL), que considera as deduções de impostos e encargos setoriais, registrou, em 2015, uma variação positiva de 13,4% em relação ao período anterior, o que representa um acréscimo de R$ 476,5 milhões. De 2011 a 2015, a Taxa de Crescimento Anual Composta (CAGR) foi -5,7%.

14.5 Custos e Despesas Operacionais

CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS CAGR +8,5%

5.309

4.463

4.672

3.365

3.384

2011

2012

2013

2014

2015

R$ milhões

Os custos e despesas operacionais somaram R$ 4.672,3 milhões em 2015, apresentando um aumento de 38,1% em relação ao ano anterior. Apesar dos esforços da administração da Companhia na redução dos seus custos, refletido principalmente na diminuição da Energia elétrica comprada para revenda [-44,1% (R$ 273,6 milhões)] e na diminuição dos Combustíveis para a produção de energia [-51,4% (R$ 186,4 milhões)], houve um aumento significativo nos custos decorrentes de estimativas, refletido na Provisão contrato oneroso/impairment (aumento de R$ 1.386,1 milhões) e no aumento da Provisão para contingência, [+127,1% (R$ 197,9 milhões)], decorrente da constituição de honorários de sucumbência e atualização do processo decorrente do Fator k. A Taxa de Crescimento Anual Composta (CAGR) foi de +8,5%, no período de 2011 a 2015.

14.6 Resultado do Serviço de Energia Eletrica e Margem Operacional

RESULTADO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA

34,3%

25,6%

1.754

1.533

5,0%

-29,5%

-15,7%

179

-1.210

-632

2011

2012

2013

2014

2015

Resultado do Serviço

Margem operacional (%)

R$ milhões

O resultado do serviço (EBIT) foi negativo em R$ 632,4 milhões, representando uma redução de R$ 811,4 milhões em relação ao montante positivo de R$ 179,0 milhões obtido em 2014. Com este resultado, a margem operacional do serviço (razão entre o resultado do serviço e a receita operacional líquida), passou de 5,0% em 2014, para -15,7% em 2015, uma variação de 20,7 pontos percentuais.

14.7 Geração Operacional de Caixa (EBITDA)

A geração operacional de caixa, expressa pelo EBITDA, foi R$ 546,5 milhões em 2015, contra o montante negativo de R$ 72,1 milhões em 2014.

Ebitda

54,7%

51,7%

2.647

3.277

13,5%

-8,7%

-2,0%

546

-72

-356

2011

2012

2013

2014

2015

EBITDA R$ mil

Margem EBITDA (%)

R$ milhões

A margem EBITDA (razão entre o EBITDA e a Receita operacional líquida) foi de 13,5% em 2015 contra -2,0% obtida em 2014, representando uma recuperação de 15,5 pontos percentuais.

	(R$ milhões)
DEMONSTRAÇÃO DO EBITDA	2014	2015
Lucro líquido	(1.118,0)	(476,0)
(+) Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o lucro líquido	1.778,0	(107,0)
(+) Despesas (receitas) financeiras líquidas	(649,7)	(66,0)
(+) Depreciação	105,2	106,6
(=) EBITDA	115,5	(542,5)
(+) Receitas financeiras	813,3	248,8
(+) Provisões para contingências	155,7	353,6
(+) Reversão Impairment	443,2	377,5
(+) Provisões para perda na realização de investimentos	(246,9)	0,0
(+) Provisões para PIDV	(33,4)	(23,3)
(+) Contrato oneroso	(1.319,5)	132,3
(=) EBITDA Ajustado	(72,1)	546,5

14.8 Resultado Financeiro

O resultado financeiro do exercício apresentou uma receita líquida de R$ 66,0 milhões, ante R$ 649,7 milhões registrados em 2014, representando uma redução de R$ 583,7 milhões. Sua composição está demonstrada a seguir:

	(R$ milhões)
Receitas (despesas) financeiras	2015	2014
Resultado de aplicações financeiras	138,1	243,4
Variações monetárias e acréscimos moratórios - energia vendida	110,3	62,5
Encargos de dívida dos empréstimos e financiamentos	(143,4)	(131,5)
Variações monetárias de empréstimos e financiamentos	(0,9)	(0,7)
Atualização de valores a receber - Lei nº 12.783/2013	(70,6)	425,7
Outras receitas (despesas) financeiras	32,5	50,3
(=) Resultado financeiro líquido	66,0	649,7

14.9 Financiamentos e Emprestimos

O endividamento bruto, que inclui os encargos contabilizados e o principal da dívida com a Eletrobras e com instituições financeiras, encerrou no exercício com R$ 1.450,6 milhões, um aumento de 20,1% em relação aos R$ 1.207,6 milhões de 2014.

A posição da dívida líquida (financiamentos e empréstimos, deduzidos das disponibilidades) apresentou no final do exercício o saldo de R$ 1.076,8 milhões, representando um aumento de 96,0% em relação a 2014, conforme demonstrado a seguir:

FINANCIAMENTOS e EMPRÉSTIMOS
Dívida Bruta	(R$ milhões)
	2015	2014	Δ%
Curto prazo – moeda nacional	298,0	250,4	19,0
Longo prazo – moeda nacional	1.152,6	957,2	20,4
Dívida Bruta Total	1.450,6	1.207,6	20,1
(-) Caixa e equivalentes de caixa	373,9	658,1	(43,2)
Dívida líquida	1.076,8	549,5	96,0

14.10 Valor Adicionado

Distribuição do Valor Adicionado 59,2%

777

61,6%

809

15,4%

202

-476

-36,2%

Acionistas

Empregados

Financiadores

Governos

Valor adicionado por segmento

% Distribuição

R$ milhões

O valor econômico gerado pela Companhia em 2015 foi de R$ 1.312,3 milhões, contra R$ 2.259,4 milhões gerados em 2014, agregando valor aos seguintes segmentos da sociedade, conforme distribuição a seguir: salários, encargos e benefícios aos empregados (59,2%); impostos, taxas e contribuições aos governos federal, estaduais e municipais (61,6%); juros aos financiadores (15,4%); e prejuízo aos acionistas (-36,2%).

15. Alienação de Bens

A Companhia, como um dos produtos de seu planejamento estratégico, vem adotando através de sua Política de Alienação, a transferência do domínio ou a propriedade de seus bens móveis ou imóveis inservíveis a terceiros, de forma definitiva ou temporária e de maneira gratuita ou onerosa, objetivando reduzir seus custos operacionais e ampliação de sua receita.

Em conformidade com o planejamento das atividades do processo de desimobilização, a Companhia, em 13/05/2014, criou um Comitê de Desimobilização de Imóveis, que elaborou um Plano Anual de Desimobilização, para os exercícios de 2015 e 2016.

Dentro desse propósito e visando atender uma das principais diretrizes emanadas pela Diretoria Executiva da Companhia, em conformidade com o Plano de Desimobilização, foi efetuada a alienação do Hospital Xxxx Xxxxx xx Xxxxx, com a transferência definitiva da titularidade do referido hospital, para a Universidade Federal do Vale do São Francisco.

Como resultado dessas alienações, objeto do referido Plano, no exercício de 2015, foram alienados 234 (duzentos e trinta e quatro) imóveis não necessários às atividades da Companhia, totalizando o valor de R$ 14,4 milhões. Com relação à alienação dos móveis inservíveis, a Companhia realizou 02 (dois) leilões além da venda de equipamentos e sobressalentes da Usina Termelétrica do Bongi, totalizando o valor de R$ 3,0 milhões.

16. Relacionamento com Auditores Independentes

A política da Chesf em relação aos seus auditores independentes fundamenta-se em princípios que preservam a independência desses profissionais. Em atendimento à Instrução CVM nº 381, de 14/01/2003, a administração informa que sua auditoria, KPMG Auditores Independentes, durante o exercício de 2014, não prestou outros serviços além dos serviços de auditoria das suas demonstrações financeiras. Os referidos auditores foram contratados num contrato único para todas as empresas do Sistema Eletrobras, para um período de três anos (podendo ser prorrogado), com início dos trabalhos no exercício de 2014.

Em atendimento à Lei Societária, as demonstrações financeiras da Chesf são auditadas por auditor independente, contratado por meio de licitação e aprovado pelo Conselho de Administração, com restrição de prestação de outros serviços e com a adoção de rodízio a cada período de cinco anos.

17. Programa de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação

O investimento constante na pesquisa, desenvolvimento, inovação, em tecnologia de ponta e na modernização dos seus processos, aliados ao pioneirismo e empreendedorismo é historicamente na Chesf um vetor que determina sua atual posição no mercado nacional e internacional. Os Programas de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (P&D+I) da Chesf, têm por objetivo a sua capacitação tecnológica e a promoção da inovação, visando à geração de novos processos ou produtos, ou o evidente aprimoramento de suas características, mediante a execução de projetos de pesquisa, contratados junto a instituições de pesquisa e desenvolvimento. A missão é produzir benefícios técnicos e operacionais, econômicos, sociais e ambientais gerando e agregando valor para a Companhia e para toda a sociedade.

Destacamos em 2015 as seguintes iniciativas e inovações:

• Alinhada com sua constante preocupação socioambiental e na sua estratégia de diversificar os estudos em fontes renováveis de energia, lançou em parceira com a Eletronorte a Chamada Pública de “Exploração de Energia Solar em Lagos de Usinas Hidrelétricas”, tendo como objetivo principal implantar um sistema de geração complementar de energia solar de 10MWp de potência, utilizando painéis fotovoltaicos, montados em plataformas flutuantes, instaladas no reservatório das usinas hidrelétricas de Sobradinho (BA) e Balbina (AM). O objeto da pesquisa é o estudo de fatores relacionados à interação da tecnologia de energia solar flutuante com a operação de uma usina hidrelétrica, focando em fatores como: a radiação solar incidente no local, sua produção de energia, seu transporte, instalação e fixação no fundo dos reservatórios ou margens; a complementaridade da energia gerada e o escoamento desta energia no sistema de transmissão existente.

• Lançamento da Chamada Pública 01/2015 - Propostas de Parceria para o Projeto de P&D: “Concepção de Reatores Saturados para a Compensação Reativa em Sistemas de Extra‐Alta‐Tensão”, tendo como objetivo principal receber propostas das empresas fornecedoras do setor elétrico nacional, especificamente de transformadores e/ou reatores, para realizar parceria para o desenvolvimento do Projeto, que tem como objetivo final a construção do citado equipamento.

• Como destaque foi iniciado o Projeto de P&D “Da ideia ao mercado: Desenvolvimento e implementação de método inovador que garanta um processo sistemático e contínuo de geração de valor no desenvolvimento de projetos de P&D+I para a CHESF”, extensivo ao Setor Elétrico, visando a efetiva absorção pela cadeia produtiva do setor dos resultados dos projetos de P&D.

• Destacamos também a análise dos resultados alcançados e preparação para auditoria de 125 (cento e vinte e cinco) projetos de P&D, 10 (dez) programas de P&D e 06 (seis) projetos de Gestão. O trabalho além de atender as resoluções normativas do regulador possibilitará a mensuração e valoração dos resultados de cada projeto, podendo inclusive alavancar novas inovações em processos e em tecnologia para a Companhia, seja através da disseminação interna dos resultados e na geração de novos projetos de pesquisa buscando a continuidade do desenvolvimento, alavancando inclusive novos conhecimentos e geração de valor à sociedade.

O total investido em pesquisa, desenvolvimento e inovação em 2015, incluindo a contribuição regulamentar ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT e ao Ministério de Minas Energia - MME e também nos projetos de pesquisa a nível institucional executado pelo CEPEL, foi no montante de cerca de R$ 36,0 milhões. Com foco na carteira de projetos Xxxxx, a Chesf investiu R$ 6,5 milhões de reais em 42 projetos de pesquisa enquadrados nos seguintes temas:

Temas de investimento P&D	R$ Milhões
Eficiência energética	0,3
Fonte renovável ou alternativa	0,8
Meio ambiente	0,3
Planejamento e operação	2,2
Supervisão, controle e proteção	1,1
Novos materiais e componentes	1,0
Outros	0,8
Total Geral	6,5

18. Gestão da Tecnologia da Informação

No ano de 2015, no que se refere ao projeto SAP ERP, foram desenvolvidas as ações preparatórias para a contratação dos vários serviços necessários à implantação desse Sistema de Gestão Empresarial na Chesf. Dentre as mais relevantes estão: a aquisição das licenças de uso do SAP, por intermédio da Eletrobras; a elaboração do Termo de Referência para contratação da implantação do sistema SAP ERP, com a participação efetiva de mais de 150 profissionais das áreas de negócio e de TI; a licitação e análise de propostas para a aquisição do hardware e software para instalação das licenças e implementação do sistema; a contratação dos serviços de saneamento e migração de dados; o treinamento para profissionais das áreas de negócio e de TI.

19. Gestão de Pessoas

No ano de 2015, a Companhia encerrou o exercício com um quadro de pessoal de 4.563 empregados, sendo 923 mulheres e 3.640 homens, registrando o índice de turnover de 0,36%. Durante o ano de 2015 houve 05 admissões (04 admissões por medida judicial e 01 por Lei de Anistia), desligamento de 28 empregados e a suspensão do contrato de trabalho de 01 empregado, considerado pelo INSS como aposentado por invalidez.

Com o objetivo de atender a implantação do eSocial, a Chesf em 2015 formou um grupo de trabalho, coordenado pela Superintendência de Recursos Humanos – SRH, com o suporte de uma consultoria especializada, visando à preparação dos processos de gestão de pessoas. Ressalta-se que o eSocial é um projeto do Governo Federal, que busca à unificação do envio de informações dos empregados pelo empregador.

Em decorrência da necessidade de padronizar as informações das empresas do Sistema Eletrobras que são enviados para a Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel, foi definido que a Chesf deveria implantar um novo sistema (SAP). Diante dessa determinação, a área de gestão de pessoas criou uma comissão formada por empregados de todas as suas áreas para que fosse elaborado o modelo ideal do módulo de Gestão de Pessoas do SAP para a Companhia. Esse trabalho foi realizado em parceria com a equipe interna de TI e com o apoio de uma consultoria. Em 2016, prevê-se a implantação das etapas de saneamento e de migração dos dados.

Ao longo do segundo semestre de 2015, foi iniciada a implantação do dimensionamento quanti- qualitativo do quadro de pessoal. Esse projeto tem a finalidade de avaliar as necessidades atuais e futuras da força de trabalho e definir as estratégias de gestão de pessoas para solucionar os problemas identificados, contribuindo para o alcance das metas organizacionais. Em paralelo, foram realizadas ações específicas para a melhoria do clima organizacional, com base em uma nova metodologia de trabalho, baseada no conceito de “estado de flow”. Esse dois projetos estruturadores foram realizados em caráter piloto na Superintendência de Suprimentos da Companhia.

Outro destaque foi a realização da 4ª Pesquisa Unificada de Clima Organizacional das Empresas do Sistema Eletrobras, realizada no fim de 2015. Houve a participação de 2.465 empregados, correspondendo a 54,4% do total. A Chesf atingiu o Índice de Favorabilidade de 71,48%, ficando acima da meta estabelecida no Contrato de Metas de Desempenho – CMDE (68%), posicionando-se na 2ª colocação dentre as empresas do Sistema Eletrobras. Em 2016, serão definidas ações para atuar nos fatores com menores índices de favorabilidade (IF).

19.1 Benefícios a Empregados

Visando melhorar a qualidade de vida e o bem-estar de seus empregados, a Chesf oferece os seguintes benefícios: Assistência Materno Infantil; Assistência Educacional; Reembolso com Despesas de Uniforme e Material Escolar; Auxílio Educacional Ensino Superior para Empregados; Atendimento Médico e de Enfermagem nos Ambulatórios da Companhia; Plano de Assistência Patronal, abrangendo assistência médico-hospitalar, odontológica e demais serviços de saúde; Reembolso de Medicamentos; Auxílio Óculos e Lentes; Assistência à Pessoa com Deficiência; Participação nos Lucros ou Resultados; Complementação de Auxílio-doença; Auxílio Funeral; Pecúlio por Morte ou Invalidez, decorrente de acidente de’ trabalho; Vale Refeição/Alimentação; Vale Transporte; Seguro de Vida em Grupo; e Previdência Privada, por intermédio da Fundação Chesf de Assistência e Seguridade Social – Fachesf. As condições desses benefícios estão estabelecidas em seus normativos e acordos coletivos de trabalho.

Com o objetivo de otimizar a utilização dos benefícios, foi mantida em 2015 a Auditoria dos Benefícios na Companhia, resultando em uma redução significativa de 19% nos custos com Auxílio Doença. Foi realizado também controle matricial de custo mensal em todos os benefícios, com análise das contas em reuniões periódicas para determinar ações de melhoria.

19.2 Capacitação e Desenvolvimento

O Plano de Educação Corporativa da Chesf é modelado considerando o Planejamento Estratégico como seu principal norteador, visando ao desenvolvimento das competências profissionais e gerenciais consideradas críticas ao enfrentamento dos desafios organizacionais. O valor total aplicado em Educação Corporativa foi de R$ 4,1 milhões. O investimento médio por empregado foi de R$ 898,79. A redução foi de 5,2% em relação a 2014.

Em 2015, o número de horas de treinamento por empregado foi de 45,24 horas, correspondendo a 2,36% das horas de trabalho. Foram computadas 764 ações educacionais, contemplando 207.512 horas e atendendo 3.706 empregados, representando 80,79% do quadro de pessoal.

Visando melhoria contínua de processos e aprimoramento profissional dos seus empregados, foram ministradas 3.923 horas em pós-graduações lato sensu e stricto sensu, além de 5.173 horas em congressos, seminários e simpósios, correspondendo a um total investido de R$ 210,5 mil em inscrições nestes últimos. Na perspectiva da sustentabilidade, foram capacitados 309 empregados, perfazendo um total de 8.574 horas em ações educacionais com temática sócio-ambiental.

Tais resultados foram possíveis devido ao uso de soluções criativas, como o incentivo à atuação do empregado educador, o uso de videoconferências, a ampliação de número de vagas por ação educacional, quando possível, e a maior divulgação do Plano de Educação Corporativa. Destaca-se ainda uma constante busca na otimização dos recursos financeiros, mantendo ou aumentando a qualidade das ações educacionais da Companhia.

Em 2015, foi lançado o Portal de Educação Corporativa e Gestão do Conhecimento. O objetivo é concentrar, em um único ponto, as informações mais relevantes e os normativos que versam sobre esses temas na Companhia. Além disso, está disponível a programação das ações educacionais do Plano de Educação Corporativa, no seu segmento institucional.

Por fim, destaca-se a realização da 1ª Tarde Literária da Chesf. O objetivo foi incentivar o autodesenvolvimento dos empregados, por meio da leitura e da manifestação cultural e artística, contribuindo para a formação de atitude crítica e a melhoria do clima organizacional.

19.3 Saúde e Segurança do Trabalho

As áreas de Saúde e Segurança do Trabalho (SST) deram continuidade às ações e programas voltados à promoção da saúde e qualidade de vida dos empregados, prevenção de acidentes do trabalho e de doenças ocupacionais, bem como controle de perigos e riscos.

Além das atividades de rotina, foram realizadas ações inovadoras, como: I Desafio de Conhecimento em Segurança do Trabalho e Saúde Ocupacional da Chesf, que envolveu 335 empregados; e I Certificação Destaque em Segurança e Saúde no Trabalho, que reconheceu 24 unidades organizacionais. O objetivo principal dessas ações foi disseminar a cultura prevencionista de saúde e segurança no trabalho, com foco na melhoria do clima organizacional, sob o aspecto da dimensão Ambiente do Trabalho.

Tais ações são integrantes do Programa Fique Alerta para a Segurança Dez, Ciclo 2015/2016, cuja essência é incentivar os empregados a conhecerem em profundidade o conteúdo dos normativos, das Normas Regulamentadoras e das dicas importantes para os cuidados com a saúde e segurança no ambiente de trabalho. Buscou-se também promover o reconhecimento das Áreas pela demonstração de comprometimento com essas questões, tendo como consequência bons resultados nos principais indicadores de SST, além da integração entre os empregados e a Companhia.

Ainda em 2015, foi lançado o Portal Saúde e Segurança no Trabalho. O seu propósito é concentrar, em um único local, as principais informações relativas à saúde e segurança do trabalho, a exemplo de normas regulamentadoras, indicadores, dicas, normativos, Sistema de Gestão de Segurança e Saúde no Trabalho (SGSST), Sistema de Cadastro de Incidentes e Não Conformidades (CIN), Comunicação Interna de Ocorrência (CIOC), Programa Viver Bem, além da programação de eventos promovidos pelas áreas de Saúde e Segurança do Trabalho, na Sede e nas Regionais.

Além disso, foi realizada auditoria externa para um novo ciclo de recertificação, pela empresa Bureau Veritas - BVQI, para a Usina de Xingó no Sistema de Gestão de Segurança e Saúde Ocupacional, baseado na norma internacional OHSAS 18001:2007. Também foi iniciada a implantação desse sistema na Usina de Boa Esperança, bem como em processos produtivos da Diretoria de Operação – DO e da Diretoria de Engenharia e Construção – DE.

Foi realizado o primeiro Simulado para o Abandono de Área, no Edifício Sede, em Recife (PE), que teve o objetivo de orientar os empregados, prestadores de serviço e outros ocupantes do prédio, a evadirem da edificação, de forma segura e ordenada, em casos de situações emergenciais de grandes proporções, como incêndio, inundação, entre outras ocorrências. O abandono do prédio foi realizado em aproximadamente 10 minutos e contou com a participação de cerca de 800 empregados, considerado como bastante satisfatório.

Por meio dessas e de outras ações realizadas em toda a Companhia, a Taxa de Frequência de Acidentes de Trabalho – TFAT e a Taxa de Gravidade de Acidentes de Trabalho – TGAT ficaram abaixo dos respectivos limites toleráveis estabelecidos pela Companhia (TFAT = 3,00, com valor limite de 3,35; e TGAT= 37, com valor limite de 146, sendo este o melhor resultado dos últimos 13 anos).

No tocante especificamente à área de Saúde e de Qualidade de Vida, podem-se citar as seguintes ações: contratação de médico perito em Xxxxx Xxxxxx para melhorar a gestão do Absenteísmo por Doença, a exemplo do que já é feito em Recife; conscientização para a prevenção do Outubro Rosa (câncer de mama) e do Novembro Azul (câncer de próstata); Programa Equilíbrio; Projeto de Acessibilidade Atitudinal; Corridas; Torneio de Aniversário da Chesf; evento II Gerando e Transmitindo Energia em Família com participação de 1.172 pessoas na Sede e Regionais; Feira de Orgânicos; Sala de Apoio à Maternidade na Sede, bem como ações alusivas a datas comemorativas de saúde, como o Dia Nacional de Prevenção e Combate à Hipertensão; A Saúde Começa em Mim – um dia em prol da saúde; Dia Mundial de Combate ao Fumo; Campanha de Vacinação Antigripal, com

3.130 vacinados na Sede e Regionais; Campanha de Doação de Sangue; Dia Mundial do Coração; Jogos Industriais do SESI.

Dessa forma, foi possível alcançar o Indicador de 1,49, referente ao Absenteísmo por Doença, ficando abaixo do limite tolerável de 1,60. Em relação ao Exame Médico Periódico – EMP, a Chesf ultrapassou a meta de 99%, atingindo o percentual de 99,33% de realização.

Vale salientar ainda que no mês de agosto foi realizada a 1ª Pesquisa Unificada de Qualidade de Vida no Trabalho das Empresas Eletrobras. Na Chesf, 1.115 empregados participaram do estudo. A Companhia obteve um índice de qualidade de vida no trabalho (IQVT) correspondente a 63, enquanto o IQVT das Empresas Eletrobras foi 62. No cômputo geral, a Chesf obteve a terceira posição entre todas as empresas do Sistema Eletrobras.

19.4 Respeito a Diversidade e a Equidade de Gênero

Com atuação há mais de 10 anos na Companhia, o Comitê de Gênero e Raça da Chesf conquistou, em 2015, novo reconhecimento da Secretaria de Políticas para Mulheres - SPM, o Selo Pró-Equidade de Gênero e Raça 5ª Edição.

Entre os destaques desse trabalho, está a Sala de Apoio ao Aleitamento Materno, que oferece a mães lactantes, empregadas da Chesf e de empresas terceirizadas, orientação de profissionais de saúde para a coleta, além de armazenamento e transporte adequados do leite materno. Em 2015, as mães chesfianas tornaram-se doadoras de leite materno, a partir desse serviço, para hospitais de referência na Região Metropolitana do Recife.

Foram realizadas, ainda, Oficinas de Prevenção ao Assédio Moral e disseminação do normativo contra violência e assédio, com gerentes de Fortaleza (CE), Teresina (PI), Salvador (BA) e Sobradinho (BA).

A ampliação do Comitê de Gênero e Raça para as Regionais onde não havia representação é um avanço para que as atividades anuais e rotineiras tenham maior capilaridade na Companhia, como o Combate à Exploração Sexual de Crianças e Adolescentes e as atividades de reflexão no Dia Internacional da Mulher, no Dia da Consciência Negra, no Dia de Combate à Homofobia, nos 16 Dias de Ativismo pelo Fim da Violência Contra a Mulher, entre outras datas significativas.

19.5 Acessibilidade

Ao final do ano de 2015, a Chesf contava com 169 empregados com deficiência em seu quadro de pessoal, sendo 28 com deficiência auditiva, 110 com deficiência física, 1 com deficiência intelectual, 1

com deficiência múltipla, 19 com deficiência visual e 10 empregados reabilitados pela Previdência Social. Deste total, 128 empregados estão inscritos no Programa de Assistência à Pessoa com Deficiência – PAPD. Com a atuação do Comitê de Acessibilidade e Inclusão, em 2015, destaca-se a realização do Dia Nacional de Luta da Pessoa com Deficiência, do Dia Internacional da Pessoa com Deficiência, de oficinas com o tema “Acessibilidade e Inclusão – um novo olhar sobre as diferenças” nas regionais de Xxxxx Xxxxxx, Sobradinho, Salvador, Teresina e Fortaleza, palestras para gerentes de nova investidura e para profissionais de secretariado abordando a questão da acessibilidade e inclusão e a conclusão das “rotas acessíveis” nos estacionamentos da sede.

20. Fornecedores

Na gestão dos seus negócios, a Chesf considera e procura contemplar o atendimento aos legítimos interesses de todos os públicos com os quais se relaciona, entre os quais seus fornecedores de bens e serviços, parceiros importantes para o seu negócio. Com eles, mantém constante diálogo e relações transparentes, baseados em princípios éticos, atualizando-os periodicamente sobre os procedimentos utilizados para contratação e gestão dos contratos, com o intuito de fortalecer a parceria e melhorar a qualidade dos serviços e produtos.

Nos processos de seleção e contratação dos seus fornecedores, as áreas de suprimento da Chesf consideram critérios socioambientais específicos, que buscam atender aos preceitos da sustentabilidade e da conformidade legal, exigindo que os fornecedores adotem padrões éticos e de responsabilidade socioambiental compatíveis com aqueles que pratica. Por intermédio de diretrizes que estabelecem princípios e normas de conduta empresarial em suas relações e compartilhando compromissos assumidos, a Chesf realiza as seguintes ações:

• Exige que o fornecedor apresente uma declaração de que tomou ciência do conteúdo da cartilha “Princípios e Normas de Conduta Empresarial na Relação da Chesf com os Fornecedores”, disponível no portal da Companhia na internet;

• Exige que o fornecedor apresente uma declaração de que não emprega menor de dezoito anos em trabalho noturno, perigoso ou insalubre, nem menor de dezesseis anos em qualquer atividade, salvo na condição de aprendiz a partir dos catorze anos;

• Exige que o fornecedor apresente uma declaração de que não possui empregados executando trabalho degradante ou forçado;

• Exige que o fornecedor apresente uma declaração de que sua empresa não sofreu nenhuma sanção restritiva de direito decorrente de infração administrativa ambiental.

No tocante à adoção de boas práticas de Sustentabilidade na Cadeia de Suprimento, a Chesf segue o Guia para Boas Práticas de Sustentabilidade para a Cadeia de Suprimento das Empresas Eletrobras.

Além disso, na Chesf, todos os prestadores de serviços possuem condições adequadas de segurança e saúde em seus locais de trabalho, observadas através das exigências estabelecidas em nosso Plano de Segurança do Trabalho, bem como exige a apresentação de comprovantes de pagamentos efetuados em contraprestação dos serviços executados, de entrega do vale transporte e auxílio alimentação, de recolhimento das contribuições devidas ao INSS e ao FGTS, comprovante de frequência e a relação de empregados desligados, quando houver, visando a garantia de condições dignas de trabalho.

Em 2015, oriundos dos processos licitatórios, foram assinados 324 contratos com 216 fornecedores. Destes, 86 fornecedores são considerados "essenciais ao negócio", por se tratarem de fornecedores contratados para a execução de obras e serviços e o fornecimento de equipamentos para a geração e transmissão de energia. Isso representa 127 contratos e totalizam R$ 341,0 milhões. Os fornecedores essenciais representam 40,0% do total de fornecedores contratados em 2015, 39,0% dos contratos assinados no ano e 71,0% do valor contratado. Os demais fornecedores estão distribuídos da seguinte forma:

• Serviços e equipamentos de TI - 19 fornecedores - 22 contratos - R$ 19,7 milhões;

• Serviços, materiais e equipamentos de suporte (vigilância, limpeza e conservação, jardinagem, automóveis, condicionadores de ar, transporte, limpeza de faixa, telefonia e telecomunicações, almoxarifado, recepção, correio, etc.) - 54 fornecedores - 86 contratos - R$ 53,5 milhões;

• Serviços de meio ambiente (EIA, RIMA, PBA, licenciamentos, plano de ação socioambiental, monitoramento, recuperação de áreas degradadas) - 14 fornecedores - 16 contratos - R$ 17,3 milhões;

• Construção civil (construções, reformas e manutenções em áreas administrativas) - 5 fornecedores e 5 contratos - R$ 4,5 milhões;

• Outros - 52 fornecedores - 68 contratos - R$ 44,7 milhões.

Por região, os fornecedores contratados em 2015 assim se distribuem: 118 Nordeste (54,6%), 72 Sudeste (33,3%), 14 Sul (6,5%), 10 Centro-oeste (4,6%), 1 Norte (0,5%) e 1 Estrangeiro (0,5%).

21. Relacionamento com as Comunidades

21.1 Programas e Projetos Sociais

Para a Chesf, investir no social é contribuir como agente transformador de comunidades carentes, com foco na educação, na capacitação profissional, na geração de renda e na saúde de milhares de pessoas. É a oportunidade de apoiar o desenvolvimento regional e trabalhar por uma sociedade mais justa e sustentável. A maioria dos programas e projetos sociais que são apoiados pela Companhia está localizada no entorno de seus empreendimentos. Em 2015, foram investidos R$ 36,6 milhões.

Grande projeto social apoiado pela Chesf e executado pela Embrapa vêm trazendo uma significativa melhoria na qualidade de vida das comunidades beneficiadas: Lagos de Sobradinho que nomeia o xxxxxxx.Xxx a implantação de campos de aprendizagem tecnológica e treinamento, o Projeto Lago de Sobradinho promove o repasse de conhecimento e de tecnologia para convivência com a seca para produtores agropecuários e pescadores que moram no entorno da barragem de Sobradinho (BA).

Além do incentivo por meio de projetos e convênios, a Chesf promove também, na Sede e nas Regionais, diversas ações voltadas para a comunidade, abordando os temas Saúde, Educação, Segurança, Cidadania, Gênero e Raça. São feiras, palestras, oficinas, campanhas de conscientização.

21.2 Programa Luz para Todos

A Chesf coordena projetos para o desenvolvimento regional alinhados a programas sociais do Governo Federal. Em 2015, o Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica (Luz para Todos) realizou 20.217 ligações que beneficiaram 80.868 pessoas no Nordeste Geoelétrico.

21.3 Hospital Xxxx Xxxxx xx Xxxxx

Em 2015, o Hospital da Chesf em Xxxxx Xxxxxx - Hospital Nair Alves de Souza - HNAS teve sua titularidade transferida para a Universidade Federal do Vale do São Francisco – UNIVASF. Junto com a Prefeitura Municipal de Xxxxx Xxxxxx e a Secretaria de Saúde do Estado da Bahia – SESAB foi firmado um termo de compromisso com ações definidas para todos os partícipes, tanto na execução de melhorias na infraestrutura do hospital, quanto nas atividades operacionais do mesmo.

22. Responsabilidade Ambiental

A Chesf tem apoiado suas ações com práticas socioambientais que observam o Uso Sustentável de Recursos Energéticos, que tem como princípio explorar as potencialidades de recursos energéticos locais e regionais respeitando aos princípios do Desenvolvimento Sustentável e o da Gestão Ambiental. Em 2015, a Chesf destinou recursos financeiros na ordem de R$ 26,9 milhões a programas que visam a ecossustentabilidade.

Todos os empreendimentos da Chesf estão licenciados ou em processo de renovação ou regularização. Em 2015, foram obtidas diversas Licenças e renovações de Licenças de instalação, de operação e prévia, dentre as quais é possível destacar a renovação da Licença Prévia da Fotovoltaica de Bom Nome-PE, a Licença de Instalação e Licença Única da Fotovoltaica de Petrolina-PE, a Autorização Especial para Testes de Vazão de 900 m³/s no Rio São Francisco. Em relação aos empreendimentos da área de transmissão, a Chesf obteve duas Licenças Prévias, nove Licenças de

Instalação, dez Autorizações de Supressão de Vegetação, duas Licenças de Operação, duas Renovações de Licença de Instalação, três Licenças de Alteração e oitenta autorizações para Ampliação do Sistema Chesf.

No que concerne ao processo de Educação e Comunicação Ambiental em seus empreendimentos de transmissão e geração de energia, a Chesf efetuou várias ações, tais como: Campanhas Educativas junto às comunidades; ações de fortalecimento institucional e mobilizações comunitárias contempladas no Plano de Ação Socioambiental (PAS) do Complexo Xxxxx Xxxxxx-BA e nas Linhas de Transmissão Banabuiú/Mossoró, Jardim/Camaçari, Picos/Tauá, Messias/Recife II e Milagres/Coremas; Campanhas de Controle de Queima de Cana de Açúcar com diversas atividades, como visitas, palestras e oficinas. No âmbito interno, a Chesf deu continuidade ao Programa Meio Ambiente na Empresa (MAE), com a realização de diversos treinamentos e encontros internos com temáticas socioambientais, tais como: energias alternativas, cidadania e meio ambiente, resíduos sólidos, queimadas, desenvolvimento sustentável, reciclagem e coleta seletiva de resíduos, entre outros, para os empregados Chesf e funcionários de empresas contratadas, envolvendo parceiros como o IBAMA, órgãos ambientais estaduais e municipais, dentre outras instituições. O total de pessoas atendidas pelos programas nas Linhas de Transmissão, Controle de Queimadas e MAE foi de 302 alunos, 105 professores, 278 funcionários e 3.957 pessoas de comunidades.

Em relação à Gestão da Biodiversidade, a Chesf em 2015 realizou o plantio de 53.915 mudas de espécies nativas dentro das ações do Projeto de Revitalização do Rio São Francisco. Além disso, a Chesf mantém e opera uma sementeira em Xingó que produziu voluntariamente, no ano de 2015,

149.326 mudas nativas e 104.620 sementes de espécies nativas que foram plantadas. No Programa de Fomento ao Reflorestamento das Áreas de Preservação Permanente no Entorno dos Reservatórios das Usinas de Pedra-BA e Funil-BA, foram plantadas cerca de 40.000 mudas de espécies nativas. O objetivo final do Programa é atingir 100 hectares com 100 mil mudas plantadas.

Em 2015, foram executados outros programas voltados para a Biodiversidade e Qualidade de Água como o de Monitoramento dos Ecossistemas Aquáticos, realizados em Sobradinho-BA, Itaparica- PE/BA, Complexo Xxxxx Xxxxxx-XX e Xingó-AL/SE. Adicionalmente em Xingó, houve o Monitoramento dos Gases Dissolvidos e no Baixo São Francisco, o Monitoramento da Cunha Salina. O Monitoramento do Rio São Francisco durante a baixa vazão (Qualidade de Água, Macrófitas, Cunha Salina e Processos Erosivos) foi realizado mensalmente ao longo do ano. Em Boa Esperança-PI foi executado o Programa de Monitoramento de Fauna e Flora que visa gerar dados para futura implantação de um programa de conservação da fauna e flora locais. Em relação à piscicultura, foram realizados peixamentos com espécies nativas nos reservatórios do São Francisco e no Baixo Rio São Francisco, através da Piscicultura de Xxxxx Xxxxxx, e no Reservatório de Boa Esperança-PI, por meio da Estação de Piscicultura Dourival Guimarães.

Na Gestão Ambiental de empreendimentos de transmissão foram executados diversos Programas, tais como: Monitoramento e Manutenção da Faixa de Servidão; Programa de Controle dos Processos Erosivos e Recuperação de Áreas Degradadas (PRAD), evidenciando a LT 500kV Jardim/Camaçari II; Monitoramento e Resgate Arqueológico, sendo resgatados sete sítios sob a LT 230 kV - Seccionamento LT 230 kV Recife II / Pirapama II - SE Jaboatão II, 11 sítios na LT 230kV Sobral III/Acaraú II e de 5 sítios na LT 230kV Igaporã III/Pindaí II; Programa de Monitoramento da Flora na LT 230kV Picos/Tauá e continuidade do Monitoramento da ave “Penelope jacucaca” na LT Milagres/Coremas C2; Programa de Salvamento de Germoplasma na LT 230kV Banabuiú/Mossoró C2; Programas de Reposição Florestal realizadas gestões junto a Secretaria de Meio Ambiente do estado de Sergipe, formatando parceria e realizando contratação, para implantação do Programa na Unidade de Conservação Mata do Junco-SE em compensação da supressão vegetal para implantação da LT 230kV Jardim/Penedo. Concluída, ainda, a formatação do Convênio com o ICMBio para reposição na Unidade de Conservação Furna Feia-RN em compensação da supressão vegetal para implantação da LT 230 kV Banabuiú/Mossoró II.

Com vistas à melhoria dos processos ambientais, no âmbito do projeto de P&D+I Suporte a Dados Geoespaciais, Multimídia e Dispositivos Móveis, foram incorporados na rede corporativa da Chesf o Sistema de Bordas de Reservatórios (SISBORDAS), o Sistema de Documentação (SISDOC) e o Sistema de Monitoramento da Faixa de Servidão de Linhas de Transmissão (SISFAIXA), todos em fase de testes, além de melhorias do Sistema de Licenciamento Ambiental (SISLIC).

Adicionalmente, foi dada a continuidade da Campanha de Coleta de Pilhas e Baterias inservíveis do Projeto Participe & Recicle, bem como da Campanha de Coleta Seletiva Solidária, em parceria com a Prefeitura Municipal do Recife (PE), na Sede da Companhia.

23. Programa do Reassentamento de Itaparica

No exercício de 2015, em conformidade com as determinações emanadas no Acórdão nº 101/2013 TCU/Plenário, houve a transferência dos encargos com o fornecimento de energia elétrica dos perímetros irrigados que compõem o Reassentamento de Itaparica para a Codevasf - Companhia de Desenvolvimento dos Vales do São Francisco e do Parnaíba, esta ação resultou em uma desoneração da ordem de R$ 27,0 milhões/ano para a Companhia.

Quanto aos investimentos naquele programa, merecem destaque as obras de conclusão do Perímetro irrigado Jusante, cujo contrato foi assinado em Maio/2015 com a empresa TECTRAN BAHIA LTDA no valor total de R$ 8,9 milhões, último a ser implantado no Reassentamento de Itaparica. Para que seja emitida a ordem de início dos serviços será necessária a execução de medidas administrativas e judiciais para cumprimento do mandado de imissão de posse da área, inclusive com apoio de força pública policial, se necessário.

Quanto ao gerenciamento ambiental, foram cumpridas as condicionantes previstas no Perímetro Jusante, tais como a recuperação de áreas degradadas, o programa de gerenciamento de resíduos sólidos e o programa de educação ambiental. Nos demais perímetros irrigados, tiveram continuidade a execução do plano de controle ambiental dos projetos Brígida e Fulgêncio e o recolhimento de embalagens vazias de agrotóxicos nos projetos localizados no estado de Pernambuco. Os serviços de manutenção das áreas de reserva legal e de recomposição de APP (Área de Preservação Permanente) dos Projetos Irrigados de Itaparica foram sequenciados normalmente.

Quanto ao processo de desoneração da prestação de serviços públicos municipais para a população reassentada, foram ajuizadas quatro ações na Justiça Federal dos Estados da Bahia e de Pernambuco, pugnando pela determinação para que as respectivas prefeituras assumam de imediato os serviços relacionados à saúde pública dos municípios (distribuição de água potável). Assim, a Chesf aguarda o curso desses processos de forma a se desincumbir de mais uma ação que vinha prestando como forma de mitigação dos impactos socioeconômicos decorrentes do enchimento do reservatório da UHE Xxxx Xxxxxxx, no rio São Francisco.

Por fim, ainda não houve pronunciamento do Ministério da Justiça, quanto aos recursos administrativos interpostos pela Chesf e municípios de Abaré e Curaçá acerca da proposta de demarcação do Território Indígena Tumbalalá, que apesar de não serem afetados pelo Programa de Reassentamento, a poligonal atualmente proposta interfere em cerca de um terço da área do Perímetro Irrigado Pedra Branca, onde foram reassentadas cerca de 800 famílias de agricultores oriundas da área do reservatório de Itaparica, ainda nos anos 1980.

24. Cultura

Em 2015, a Chesf figurou-se como importante instrumento de incentivo à Cultura e ao Esporte, através de ações de patrocínios, tornando-se destaque na Região Nordeste. Foi investido mais de R$ 1,0 milhão em 14 projetos ao todo, sendo 13 na área Cultural e um ligado ao Esporte. Como ações de expressiva repercussão e visibilidade para a Companhia, podemos destacar o 17º Festival de Lençóis; XXIII SNPTEE - Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica - evento selecionado no Programa de Patrocínio das Empresas Eletrobras a Eventos do Setor Elétrico, Festa da Vitória Régia, Virtuosi, 15º FENACE - Festival Nacional de Corais e a 41ª Corrida Duque de Caxias.

Além de contribuir na geração de emprego e renda, destinando recursos às produções culturais e esportivas em todo o território nacional, a Chesf democratiza o acesso aos seus recursos em diferentes áreas, incentivando contrapartidas sociais e ambientais, reafirmando seu compromisso de responsabilidade social e sustentabilidade.

25. Prêmios e Reconhecimentos

Em 2015, a Chesf recebeu os seguintes prêmios, reconhecimentos e certificações:

• Premio Benchmarketing Brasil 2015, Instituto Mais, com o case da área de Tecnologia da Informação - “Impressão Verde”;

• Troféu “Mulher trabalhadora que amamenta”, entregue pelo Ministério da Saúde às empresas que apoiam o aleitamento materno. A Secretaria Estadual de Saúde de Pernambuco evidenciou a atuação da Chesf como empresa pioneira no Nordeste a construir sala de apoio à maternidade, dentro das normas vigentes e com monitoramento externo;

• Nova Certificação no Sistema de Gestão de Segurança e Saúde Ocupacional, com base na Norma OHSAS 18.001, para a Usina Hidrelétrica de Xingó, incluindo Casa de Força, Tomada d`Água, Vertedouro, Barragem e Diques;

• 2015, novo reconhecimento da Secretaria de Políticas para Mulheres - SPM, o Selo Pró-Equidade de Gênero e Raça 5ª Edição;

• Premiação de empregados em diversas práticas esportivas nos Jogos do SESI, com 8 troféus e 39 medalhas;

• Premiações recebidas pela Sede como empresa de maior número de participantes nas Corridas Duque de Caxias e Circuito das Estações;

• 1ª Taça Chesf de Basquetebol, em Itaparica (PE). O time da Chesf ficou na terceira colocação;

• A Chesf manteve a Acreditação do Laboratório de Metrologia da Chesf - MetroChesf na norma ISO IEC 17025 INMETRO, para calibração de instrumentos de medição, utilizados na manutenção de sistemas de proteção e automação;

• A Operação da Chesf manteve a Certificação ISO 9001:2008 em todos os processos dos seus 28 órgãos e suas Instalações que compõem o Sistema Organizacional da Operação. Neste ano, iniciou a preparação para manutenção da certificação em 2016 com base na Norma ISO 9001 versão 2015;

• Manteve a certificação ISO 9001/2008 dos serviços de manutenção eletromecânica das usinas Sobradinho, Xingó e Itaparica; Manteve a certificação ISO 14001:2004 do Serviço de Manutenção de Subestações de Xxxxx Xxxxxx;

• O segmento de Manutenção de Subestação da Chesf, que contava com a Certificação ISO 9001:2008 em 14 órgãos – sendo 10 serviços de manutenção de subestação, 3 centros e 1 departamento – iniciou, em 2015, o processo de certificação única e integrada do Sistema de Gestão de todo o seu sistema organizacional. Este processo será concluído em 2016.

• O segmento de Manutenção de Linhas de Transmissão manteve a Certificação ISO 9001:2008 no Departamento e Divisões Normativas, bem como em 6 órgãos executivos que compõem o sistema Organizacional da Manutenção de LT.

26. Informações de Natureza Social e Ambiental

Os principais indicadores que representam a responsabilidade corporativa e socioambiental da Chesf, com base no Balanço Social consolidado, são demonstrados a seguir:

INFORMAÇÕES DE NATUREZA SOCIAL E AMBIENTAL

Consolidado

( Valo res expresso s em milhares de reais)

1	-	Geração e D istribuição de R iqueza	Em 2015 :	1.312 .270	Em	2014 :	2 .259 .379
Distribuição do Valo r A dicio nado A Demo nstração do Valo r A dicio nado - DVA está apresentada, na íntegra, no co njunto das Demo nstraçõ es Co ntábeis.			61,6% go verno -36,2% acio nistas	59,2% empregado s 15,4% financiado res	109,2% go verno -49,5% acio nistas		32,3% empregado s 8,0% financiado res
2 - R EC UR SOS H UM A N OS 2 .1 - R emuneração				Em 2015 :			Em 2014 :
Fo lha de pagamento bruta (FP B)			542.438		501.430
- Empregado s			537.084		497.370
- A dministrado res			5.354		4.060
Relação entre a maio r e a meno r remuneração :
- Empregado s			33,2		33,1
- A dministrado res			1,1		1,1
2 .2 - B enefí cio s C o ncedido s			Valo r ( mil)	% so bre F P B	% so bre R L	Valo r ( mil)	% so bre F P B	% so bre R L
Encargo s So ciais			205.374	37,9%	5,1%	187.602	37,4%	5,3%
A limentação			54.046	10,0%	1,3%	55.241	11,0%	1,6%
Transpo rte			500	0,1%	0,0%	484	0,1%	0,0%
P revidência privada			132.839	24,5%	3,3%	112.472	22,4%	3,2%
Saúde			72.968	13,5%	1,8%	68.910	13,7%	1,9%
Segurança e medicina do trabalho			2.719	0,5%	0,1%	2.711	0,5%	0,1%
Educação e Creche			13.900	2,6%	0,3%	13.637	2,7%	0,4%
Cultura			0	0,0%	0,0%	0	0,0%	0,0%
Capacitação e desenvo lvimento pro fissio nal			4.123	0,8%	0,1%	4.180	0,8%	0,1%
Creches ou auxílio creche			0	0,0%	0,0%	0	0,0%	0,0%
P articipação no s lucro s ou resultado s			0	0,0%	0,0%	0	0,0%	0,0%
Outro s			33.612	6,2%	0,8%	34.359	6,9%	1,0%
T o tal			520 .081	95 ,9 %	12 ,9 %	479 .596	95 ,6 %	13 ,5 %
2 .3 - C o mpo sição do C o rpo F uncio nal
Nº de empregado s no final do exercício			4.598		4.589
Nº de admissõ es			9		213
Nº de demissõ es			32		52
Nº de estagiário s no final do exercício			-		-
Nº de empregado s po rtado res de necessidades especiais no final do exercício			169		170
Nº de prestado res de serviço s terceirizado s no final do exercício			1		-
Nº de empregado s po r sexo : - M asculino
			3.667				3.661
- Feminino			931		928
Nº de empregado s po r faixa etária: - M eno res de 18 ano s
			-				-
- De 18 a 35 ano s			814		955
- De 36 a 60 ano s			3.227		3.202
- Acima de 60 ano s			557		432
Nº de empregado s po r nível de esco laridade: - A nalfabeto s			-		-
- Com ensino fundamental			517		521
- Com ensino médio			699		711
- Com ensino técnico			1.459		1.459
- Com ensino superio r			1.771		1.752
- Pós-graduado s			152		146
P ercentual de ocupantes de cargo s de chefia, po r sexo : - M asculino					82,8%
			83,1%
- Feminino			16,9%		17,2%
2 .4 - C o ntingências e P assivo s T rabalhistas:
Nº de pro cesso s trabalhistas movido s co ntra a entidade			831		870
Nº de pro cesso s trabalhistas julgado s pro cedentes			194		405
Nº de pro cesso s trabalhistas julgado s impro cedentes			194		320
Valo r total de indenizaçõ es e multas pagas po x xxxxxxxxxxxx xx xxxxxxx			-		-
0	- Interação da Entidade co m o A mbiente Externo		Valo r ( mil)	% so bre R O	% so bre R L	Valo r ( mil)	% so bre R O	% so bre X X
0 .1 - R elacio namento co m a co munidade
Total do s investimento s em:
Educação			299	-0,1%	0,0%	263	0,0%	0,0%
Cultura			1.086	-0,2%	0,0%	1.128	0,2%	0,0%
Saúde e infraestrutura			35.521	-6,1%	0,9%	31.812	4,8%	0,9%
Espo rte e lazer			48	0,0%	0,0%	198	0,0%	0,0%
A limentação			107	0,0%	0,0%	-	0,0%	0,0%
Geração de trabalho e renda			609	-0,1%	0,0%	800	0,1%	0,0%
Reassentamento de famílias			23.072	-4,0%	0,6%	75.321	11,4%	2,1%
T o tal do s investimento s			60 .742	- 10 ,4 %	1,5 %	109 .522	16 ,6 %	3 ,1%
Tributo s (excluído s encargo s sociais)			370.058	-63,5%	9,2%	2.037.095	308,6%	57,2%
Compensação financeira pela utilização de recurso s hídrico s			9.691	-1,7%	0,2%	12.055	1,8%	0,3%
T o tal - R elacio namento co m a co munidade			440 .491	- 75 ,6 %	10 ,9 %	2 .158 .672	327 ,0 %	60 ,6 %
3 .2 - Interação co m o s F o rnecedo res Critério s de respo nsabilidade social utilizado s para a seleção de seus			São exigido s co ntro les so bre: Xxxxx s ambientas, co ndiçõ es ambientais de trabalho , co ntro le médico de saúde ambiental, prática de trabalho no turno ou insalubre de meno res de 18 ano s.
fo rnecedo res

4 - Interação co m o M eio	A mbiente	Em 2015 :			Em 2014 :
		Valo r ( mil)	% so bre R O	% so bre R L	Valo r	( mil)	% so bre R O	% so bre R L
Investimento s e gasto s com manutenção no s pro cesso s o peracio nais para a melho ria do meio ambiente		12.669	-2,2%	0,3%	10.511		1,6%	0,3%
Investimento s e gasto s com a preservação e/o u recuperação de ambientes degradado s		8.212	-1,4%	0,2%	5.066		0,8%	0,1%
Investimento s e gasto s com a educação ambiental para empregado s, terceirizado s, autô no mos e administrado res da entidade		1.132	-0,2%	0,0%	983		0,1%	0,0%
Investimento s e gasto s com educação ambiental para a comunidade		2.503	-0,4%	0,1%	839		0,1%	0,0%
Investimento s e gasto s com o utro s pro jeto s ambientais		2.582	-0,4%	0,1%	1.131		0,2%	0,0%
Quantidade de pro cesso s ambientais, administrativo s e judiciais movido s co ntra a entidade		1.054	-0,2%	0,0%	3		0,0%	0,0%
Valo r das multas e das indenizaçõ es relativas à matéria ambiental, determinadas administrativas e/o u judicialmente		0	0,0%	0,0%	472		0,1%	0,0%
P assivo s e co ntingências ambientais		0	0,0%	0,0%	-		0,0%	0,0%
T o tal da Interação co m o meio ambiente		27 .098	- 4 ,6 %	0 ,7 %	19 .002		2 ,9 %	0 ,5 %
5 - Outras info rmaçõ es			2015		2014
Receita Líquida (RL)			4.039.862				3.563.435
Resultado Operacio nal (RO)			-582.986				660.058

Recife, 28 de março de 2016

A Administração

		Controladora		Consolidado
	Notas	31/12/2015	31/12/2014	31/12/2015	31/12/2014
ATIVO
CIRCULANTE
Caixa e equivalentes de caixa	6	153.896	636.153	373.867	658.063
Títulos e valores mobiliários	7	487.871	683.310	487.871	683.310
Clientes	8	372.822	364.500	378.379	364.500
Valores a receber - Lei nº 12.783/2013	9	-	1.605.710	-	1.605.710
Xxxxxxxx a recuperar	10	182.209	76.053	188.180	76.139
Cauções e depósitos vinculados	11	10.982	10.982	11.010	10.982
Almoxarifado	12	83.478	89.382	83.478	89.382
Serviços em curso	13	162.537	144.377	162.537	144.377
Ativo financeiro – concessões de serviço público	14	77.514	77.833	114.207	77.833
Dividendos a receber	15	33.846	20.989	33.846	20.989
Fachesf Saúde Mais	16	42.095	34.657	42.095	34.657
Outros	18	154.476	125.086	155.285	225.472
		1.761.726	3.869.032	2.030.755	3.991.414
NÃO CIRCULANTE
Realizável a Longo Prazo
Clientes	8	4.986	8.604	4.986	8.604
Valores a receber - Lei nº 12.783/2013	9	487.822	487.822	487.822	487.822
Títulos e valores mobiliários	7	2.945	3.483	2.945	3.483
Xxxxxxxx a recuperar	10	175.844	164.588	175.844	164.588
Cauções e depósitos vinculados	11	1.023.037	641.895	1.023.037	641.895
Serviços em curso	13	75.000	75.000	75.000	75.000
Ativo financeiro – concessões de serviço público	14	3.895.906	3.502.660	4.521.524	3.502.660
Fachesf Saúde Mais	16	92.265	104.288	92.265	104.288
Adiantamento a investidas	17	939.076	590.015	348.887	590.015
Outros	18	27.485	26.073	27.485	26.725
		6.724.366	5.604.428	6.759.795	5.605.080
Investimentos	16	5.057.356	4.101.516	4.458.421	3.980.860
Imobilizado	17	1.263.205	1.335.830	1.637.476	1.336.306
Intangível	18	44.683	40.250	63.945	58.626
		13.089.610	11.082.024	12.919.637	10.980.872
TOTAL DO ATIVO		14.851.336	14.951.056	14.950.392	14.972.286

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras

		Controladora		Consolidado
	Notas	31/12/2015	31/12/2014	31/12/2015	31/12/2014
PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO
CIRCULANTE
Fornecedores	22	371.848	499.024	384.549	509.900
Folha de pagamento		16.785	15.416	17.141	15.454
Tributos a recolher	23	109.408	92.081	117.670	92.105
Financiamentos e empréstimos	24	298.038	250.414	298.038	250.414
Outras provisões operacionais		96.993	103.445	96.993	103.445
Obrigações estimadas	25	136.163	122.832	136.778	122.832
Incentivo ao desligamento voluntário - XXXX	00	42.676	39.826	42.676	39.826
Benefícios pós-emprego	27	25.876	91.296	25.876	91.296
Encargos setoriais		124.865	136.185	126.042	136.185
Outros	28	27.896	25.153	59.362	27.600
		1.250.548	1.375.672	1.305.125	1.389.057
NÃO CIRCULANTE
Tributos a recolher	23	-	13.572	19.859	13.572
Passivos fiscais diferidos	23	56.332	199.523	65.070	199.523
Financiamentos e empréstimos	24	1.152.608	957.153	1.152.608	957.153
Benefícios pós-emprego	27	1.130.958	840.574	1.130.958	840.574
Incentivo ao desligamento voluntário - XXXX	00	66.845	93.029	66.845	93.029
Encargos setoriais		260.893	257.682	260.893	257.682
Provisões para contingências	29	1.660.536	1.482.916	1.660.536	1.482.916
Provisão contrato oneroso	30	247.012	114.724	247.012	114.724
Obrigações vinculadas à Concessão	32	82.240	86.588	82.240	86.588
Outros	28	95.032	5.803	95.032	13.599
		4.752.456	4.051.564	4.781.053	4.059.360
PATRIMÔNO LÍQUIDO
Capital social	33	9.753.953	9.753.953	9.753.953	9.753.953
Reservas de capital	33	4.916.199	4.916.199	4.916.199	4.916.199
Outros resultados abrangentes	33	(1.569.138)	(1.369.514)	(1.569.138)	(1.369.514)
Prejuízos acumulados	33	(4.252.682)	(3.776.818)	(4.252.682)	(3.776.818)
		8.848.332	9.523.820	8.848.332	9.523.820
Participação de acionistas não controladores		-	-	15.882	49
		8.848.332	9.523.820	8.864.214	9.523.869
TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO		14.851.336	14.951.056	14.950.392	14.972.286

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015 E 2014

(valores expressos em milhares de reais)

		Controladora		Consolidado
	Notas	31/12/2015	31/12/2014	31/12/2015	31/12/2014
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA	34	3.788.932	3.563.435	4.039.862	3.563.435
CUSTO OPERACIONAL	36
Custo com energia elétrica
Energia elétrica comprada para revenda		(346.350)	(620.038)	(346.350)	(620.038)
Encargos de uso da rede de transmissão		(673.906)	(732.110)	(673.906)	(732.110)
Custo de operação
Pessoal, material e serviços de terceiros		(442.783)	(417.364)	(453.389)	(417.364)
Combustíveis para a produção de energia		(176.425)	(362.811)	(176.425)	(362.811)
Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos		(9.691)	(12.055)	(9.691)	(12.055)
Depreciação e amortização		(34.283)	(36.359)	(34.302)	(36.359)
Reversão contrato oneroso		(132.288)	1.319.527	(132.288)	1.319.527
Outros		40.260	51.107	46.798	51.107
		(1.775.466)	(810.103)	(1.779.553)	(810.103)
CUSTO DO SERVIÇO PRESTADO A TERCEIROS	36	(1.283)	(1.887)	(1.283)	(1.887)
CUSTO DE CONSTRUÇÃO	36	(795.149)	(984.827)	(999.995)	(984.827)
XXXXX XXXXX		1.217.034	1.766.618	1.259.031	1.766.618
DESPESAS OPERACIONAIS	36	(1.868.316)	(1.586.460)	(1.891.480)	(1.587.572)
RESULTADO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA		(651.282)	180.158	(632.449)	179.046
RESULTADO DE EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL	19	7.417	(169.474)	(16.566)	(168.718)
RESULTADO FINANCEIRO	37	60.531	649.345	66.029	649.730
RESULTADO ANTES DOS IMPOSTOS		(583.334)	660.029	(582.986)	660.058
Imposto de renda e contribuição social	38	107.470	(1.777.967)	106.994	(1.777.996)
PREJUÍZO DO EXERCÍCIO		(475.864)	(1.117.938)	(475.992)	(1.117.938)
Resultado atribuível aos acionistas controladores		(475.864)	(1.117.938)	(475.864)	(1.117.938)
Resultado atribuível aos acionistas não controladores		-	-	(128)	-
TOTAL DE AÇÕES (em milhares)	33	55.905	55.905	55.905	55.905
Prejuízo básico por ação (em reais)	40	(8,51)	(20,00)	(8,51)	(20,00)
Prejuízo diluído por ação (em reais)	40	(8,51)	(20,00)	(8,51)	(20,00)

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO ABRANGENTE DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015 E 2014

(valores expressos em milhares de reais)

		Controladora	Consolidado	Controladora e Consolidado
	Notas	31/12/2015	31/12/2015	31/12/2014
Prejuízo líquido do exercício		(475.864)	(475.992)	(1.117.938)
Outros componentes do resultado abrangente
Participação no resultado abrangente de investidas	33	-	-	(600)
Resultado atuarial com benefícios pós-emprego	33	(199.624)	(199.624)	(354.305)
Constituição de tributos diferidos	33	-	-	156.383
Reversão de tributos diferidos	33	-	-	(465.635)
Outros componentes do resultado abrangente do exercício		(199.624)	(199.624)	(664.157)
Total do resultado abrangente do exercício		(675.488)	(675.616)	(1.782.095)
Parcela atribuida aos controladores Parcela atribuida aos não controladores		(675.488) -	(675.488) (128)	(1.782.095) -

DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

(valores expressos em milhares de reais)

	CAPITAL SUBSCRITO/ REALIZADO	RESERVAS DE CAPITAL	OUTROS RESULTADOS ABRANGENTES	PREJUÍZOS ACUMULADOS	PATRIMÔNIO LÍQUIDO CONTROLADORA	PARTICIPAÇÃO DOS ACIONISTAS NÃO CONTROLADORES	PATRIMÔNIO LÍQUIDO CONSOLIDADO
SALDO EM 31/12/2013 Participação no resultado abrangente de investidas Resultado atuarial com benefícios pós-emprego Prejuízo líquido do exercício	9.753.953 - - -	4.916.199 - - -	(705.357) (600) (663.557) -	(2.658.880) - - (1.117.938)	11.305.915 (600) (663.557) (1.117.938)	- - - -	11.305.915 (600) (663.557) (1.117.938)
Participação dos acionistas não controladores	9.753.953 -	4.916.199 -	(1.369.514) -	(3.776.818) -	9.523.820 -	- 49	9.523.820 49
SALDO EM 31/12/2014 Resultado atuarial com benefícios pós-emprego Prejuízo líquido do exercício	9.753.953 - -	4.916.199 - -	(1.369.514) (199.624) -	(3.776.818) - (475.864)	9.523.820 (199.624) (475.864)	49 - (000)	0.000.000 (199.624) (475.992)
	9.753.953	4.916.199	(1.569.138)	(4.252.682)	8.848.332	(00)	0.000.000
Participação dos acionistas não controladores SALDO EM 31/12/2015	-	-	-	-	-	15.961	15.961
	9.753.953	4.916.199	(1.569.138)	(4.252.682)	8.848.332	15.882	8.864.214

DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015 E 2014

(valores expressos em milhares de reais)

	Controladora		Consolidado
	31/12/2015	31/12/2014	31/12/2015	31/12/2014
Atividades operacionais
Xxxxx/Prejuízo antes do imposto de renda e da contribuição social	(583.334)	660.029	(582.986)	660.058
Despesas (Receitas) que não afetam o caixa:
Depreciação e amortização	106.524	105.226	106.565	105.230
Variações monetárias líquidas	46.834	(334.534)	46.173	(334.534)
Equivalência patrimonial	(7.417)	169.474	16.566	168.718
Provisão para contingências	353.602	155.666	353.602	155.666
Provisão para créditos de liquidação duvidosa	84.815	39.547	84.815	39.547
Provisões para perda na realização de investimentos	-	(246.915)	-	(246.915)
Provisão para perdas no imobilizado	-	235.064	-	235.064
Benefícios pós-emprego – ajuste atuarial	123.537	105.121	123.537	105.121
Outras provisões operacionais	48.026	68.368	48.026	68.368
Atualização de cauções e depósitos vinculados	(25.673)	(36.138)	(25.673)	(36.138)
Atualização de títulos da dívida agrária (TDA)	(269)	(221)	(269)	(221)
Receita financeira – Ativo financeiro	(22.398)	(56.690)	(81.743)	(56.690)
Reversão contrato oneroso	132.288	(1.319.527)	132.288	(1.319.527)
Provisão para impairment	363.742	443.197	377.515	443.197
Juros sobre valores a receber - Lei 12.783/2013	70.597	(105.285)	70.597	(105.285)
Encargos financeiros	143.371	131.496	143.371	131.496
Incentivo ao desligamento de pessoal	(23.335)	(33.334)	(23.335)	(33.334)
Outras	(21.432)	(20.902)	(21.659)	(20.902)
	789.478	(40.358)	767.390	(41.081)
Encargos financeiros pagos a acionistas e outras partes relacionadas	(2.534)	(3.542)	(2.534)	(3.542)
Pagamentos à entidade de previdência privada	(135.643)	(137.863)	(135.643)	(137.863)
Encargos financeiros pagos a instituições financeiras e outras	(98.198)	(106.139)	(98.198)	(106.139)
Pagamento de imposto de renda e contribuição social	(160.905)	(18.440)	(161.175)	(18.440)
Pagamento de participações nos lucros ou resultados	(54.478)	(74.645)	(54.478)	(74.645)
Depósitos vinculados a litígios	(308.432)	(12.889)	(308.432)	(12.889)
Variações nos Ativos e Passivos
Clientes	(89.519)	(99.775)	(89.519)	(99.775)
Almoxarifado	5.904	1.044	5.904	1.044
Tributos e contribuições sociais	15.187	39.605	46.726	39.514
Adiantamentos a empregados	(15.413)	(13.987)	(15.413)	(13.990)
Cauções e depósitos vinculados	(47.037)	73.699	(47.065)	73.699
Serviços em curso	(18.160)	(23.816)	(18.160)	(23.816)
Fachesf Saúde Mais	4.585	(24.902)	4.585	(24.902)
Fornecedores	(127.176)	54.498	(125.351)	65.374
Folha de pagamento	1.369	(93.886)	1.687	(93.848)
Obrigações estimadas	13.331	20.665	13.946	20.665
Encargos setoriais	31.378	2.362	32.555	2.362
Provisão para contingências	(175.982)	(77.622)	(175.982)	(77.622)
Contas a pagar - Casa Nova	-	67.513	-	67.513
Valores recebidos - Lei nº 12.783/2013	1.625.575	1.041.875	1.625.575	1.041.875
Valores a ressarcir - Lei nº 12.783/2013	(90.461)	-	(90.461)	-
Outros ativos e passivos operacionais	4.241	15.844	102.006	(74.948)
	377.632	629.599	510.573	549.627
Total das atividades operacionais	1.167.110	589.241	1.277.963	508.546
Atividades de investimentos
Aplicações em Ativos Imobilizado e Intangível	(74.548)	(165.762)	(445.232)	(184.618)
Realização do Ativo financeiro - Concessões de serviço público	(704.234)	(905.124)	(1.302.372)	(905.124)
Investimentos em participações societárias permanentes	(1.006.733)	(1.166.127)	30.594	(1.044.715)
Dividendos recebidos	45.452	91.264	45.452	91.264
Aplicações em (resgates de) títulos e valores mobiliários	195.977	1.288.753	195.977	1.288.753
AFAC em controlada em conjunto	(349.060)	(312.215)	(349.060)	(312.215)
Adiantamento consórcio	-	33.226	2.170	33.226
	(1.893.146)	(1.135.985)	(1.822.568)	(1.033.429)
Atividades de financiamentos
Financiamentos e empréstimos obtidos	476.915	400.000	476.915	400.000
Pagamentos de financiamentos e empréstimos	(233.136)	(58.214)	(232.475)	(58.214)
Outros	-	-	15.969	49
	243.779	341.786	260.409	341.835
TOTAL DE EFEITOS NO CAIXA	(482.257)	(204.958)	(284.196)	(183.048)
Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício	636.153	841.111	658.063	841.111
Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício	153.896	636.153	373.867	658.063
VARIAÇÃO NO CAIXA	(482.257)	(204.958)	(284.196)	(183.048)

DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015 E 2014

(valores expressos em milhares de reais)

	Controladora		Consolidado
	31/12/2015	31/12/2014	31/12/2015	31/12/2014
GERAÇÃO DO VALOR ADICIONADO
Receitas
Venda de energia elétrica, transmissão e outras	4.498.112	4.209.685	4.776.376	4.209.685
Provisão para créditos de liquidação duvidosa	(84.815)	(39.547)	(84.815)	(39.547)
Perdas – Clientes	(58.560)	(17.385)	(58.560)	(17.385)
	4.354.737	4.152.753	4.633.001	4.152.753
(-) Insumos adquiridos de terceiros
Material	25.470	25.571	25.617	25.571
Combustíveis para a produção de energia	176.425	362.811	176.425	362.811
Serviço de terceiros	211.851	197.802	218.644	198.158
Energia elétrica comprada para revenda	346.350	620.038	346.350	620.038
Encargos de uso da rede de transmissão	673.906	732.110	673.906	732.110
Custo de construção	795.149	984.827	999.995	984.827
Provisão para impairment	363.742	443.197	377.515	443.197
Reversão contrato oneroso	132.288	(1.319.527)	132.288	(1.319.527)
Provisão(Reversão) para perdas na realização de investimentos	-	(246.915)	-	(246.915)
Outros	502.167	632.658	496.069	632.833
	3.227.348	2.432.572	3.446.809	2.433.103
(=) Valor Adicionado Bruto	1.127.389	1.720.181	1.186.192	1.719.650
(-) Retenções
Quotas de reintegração (Depreciação e Amortização)	106.524	105.226	106.565	105.230
(=) Valor Adicionado Líquido	1.020.865	1.614.955	1.079.627	1.614.420
(+) Valor adicionado transferido
Resultado de equivalência patrimonial	7.417	(169.474)	(16.566)	(168.718)
Dividendos e juros sobre o capital próprio	256	704	256	704
Aluguéis	94	326	94	326
Atualização de valores a receber - Lei nº 12.783/2013	(70.597)	425.672	(70.597)	425.672
Receitas financeiras	310.704	386.503	319.456	386.975
	247.874	643.731	232.643	644.959
(=) Valor Adicionado a Distribuir	1.268.739	2.258.686	1.312.270	2.259.379
DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO
Pessoal
Salários/benefícios/FGTS	755.734	714.653	762.967	715.115
Incentivo ao desligamento de pessoal	788	467	788	467
Honorários da diretoria	3.337	2.933	3.337	2.933
Provisões para contingências trabalhistas/indenizações trabalhistas	9.907	11.961	9.907	11.961
	769.766	730.014	776.999	730.476
Governos:
Encargos sociais vinculados à folha de pagamento	166.854	152.762	166.854	152.762
Tributos líquidos de incentivos fiscais	342.533	2.037.058	370.058	2.037.095
Encargos setoriais	270.218	276.708	271.897	276.708
	779.605	2.466.528	808.809	2.466.565
Financiadores:
Encargos financeiros, variação monetária e outros:
Eletrobras	2.813	3.264	2.813	3.264
Outros financiadores	177.008	160.230	179.987	160.321
Aluguéis	15.411	16.588	19.654	16.691
	195.232	180.082	202.454	180.276
Acionistas:
Participação de acionistas não controladores	-	-	(128)	-
Prejuízo do exercício	(475.864)	(1.117.938)	(475.864)	(1.117.938)
	(475.864)	(1.117.938)	(475.992)	(1.117.938)
	1.268.739	2.258.686	1.312.270	2.259.379
Valor adicionado médio por empregado	278	492	285	492

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2015 E DE 2014

(valores expressos em milhares de reais, exceto os mencionados em contrário)

1 - INFORMAÇÕES GERAIS

A Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf, com sede na Xxx Xxxxxxx Xxxxxxx, 000, Xxxxxx xx Xxx Xxxxxx, XXX 00000-000, na cidade do Recife, capital do Estado de Pernambuco, é uma sociedade de economia mista de capital aberto, controlada da Centrais Elétricas Brasileiras S.A.- Eletrobras, criada pelo Decreto-Lei nº 8.031/1945, com operações iniciadas em 15/03/1948. Tem como atividades principais a geração e a transmissão de energia elétrica, atuando em todo o território nacional.

As operações da Companhia contam na atividade de Geração de energia com 14 usinas hidrelétricas e 1 usina termelétrica, perfazendo uma potência instalada de 10.615 MW e na atividade de transmissão de energia o sistema é composto por 121 (116 em 2014) subestações (considerando-se neste total a subestação Sapeaçu, localizada no Recôncavo Baiano, em relação à qual a Chesf tem contrato de cessão de uso) e 19.884,3 (19.691,6 em 2014) km de linhas de alta tensão.

A Companhia possui ainda, empreendimentos nos segmentos de geração e transmissão, de forma corporativa, em fase de construção, conforme nota 2.1.

Além do parque de geração e sistemas de transmissão próprios, antes mencionados, a Companhia participa, em sociedade com outras empresas, da construção e operação de usinas de geração hidráulica e de geração eólica com capacidades instaladas de 15.644,1 (15.644,1, em 2014) MW e 972,9 (1.015,4, em 2014) MW, respectivamente, e de empreendimentos de transmissão compostos por 5.296,5 km de linhas de transmissão, conforme nota 2.2.

Com a Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012, convertida na Lei nº 12.783/2013, as concessões das usinas hidrelétricas, linhas de transmissão e subestações que tinham seus prazos vencendo no ano de 2015, foram prorrogadas por um prazo de 30 anos a partir de janeiro/2013, mediante novas condições estabelecidas nos Termos Aditivos aos respectivos Contratos de Concessão com o Poder Concedente, conforme nota 2.3.

O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, associação civil de direito privado, sem fins lucrativos, com funcionamento autorizado pela Resolução nº 351/1998, da Aneel, desde 01 de março de 1999, assumiu o controle e a operação do Sistema Interligado Nacional – SIN. Nesse contexto, as usinas e a rede básica de transmissão estão sob a coordenação operacional, supervisão e controle do referido órgão.

2 - DAS CONCESSÕES

2.1 - Chesf

A Companhia detém as seguintes concessões:

2.1.1 - Geração

• Geração hidráulica

Número do Contrato	USINAS	Rio	Potência Instalada (MW) (*)	Capacidade Utilizada em 2015 (MW médio/ano)	Data da Concessão / Permissão	Data de Vencimento
Em Serviço:
006/2004	Xxxxx Xxxxxx I	São Francisco	180,001	3,090	03/10/1945	31/12/2042
006/2004	Xxxxx Xxxxxx XX	São Francisco	443,000	5,720	03/10/1945	31/12/2042
006/2004	Xxxxx Xxxxxx XXX	São Francisco	794,200	17,860	03/10/1945	31/12/2042
006/2004	Xxxxx Xxxxxx XX	São Francisco	2.462,400	955,570	03/10/1945	31/12/2042
006/2004	Xxxxxxxx Xxxxx (Moxotó)	São Francisco	400,000	6,840	03/10/1945	31/12/2042
006/2004	Xxxx Xxxxxxx (Itaparica)	São Francisco	1.479,600	426,290	03/10/1945	31/12/2042
006/2004	Xingó	São Francisco	3.162,000	1.105,470	03/10/1945	31/12/2042
006/2004	Piloto (**)	São Francisco	2,000	-	16/02/1949	07/07/2015
006/2004	Araras (**)	Acaraú	4,000	-	29/08/1958	07/07/2015
006/2004	Funil	de Contas	30,000	3,920	25/08/1961	31/12/2042
006/2004	Pedra	de Contas	20,007	1,150	25/08/1961	31/12/2042
006/2004	Boa Esperança (Castelo	Parnaíba	237,300	113,730	11/10/1965	31/12/2042
	Branco)
006/2004	Sobradinho	São Francisco	1.050,300	192,230	10/02/1972	09/02/2052
006/2004	Curemas	Piancó	3,520	-	26/11/1974	25/11/2024

(*) Informações não auditadas.

(**) A Chesf optou pela não renovação dessas Concessões vencidas em 07/07/2015. No entanto, a legislação do setor estabelece a continuidade da concessão até o término dos trâmites de transferência para o Poder Concedente.

• Geração térmica

Número do Contrato	USINAS	Localidade	Potência Instalada (MW) (*)	Capacidade Utilizada em 2015 (MW médio/ano)	Data da Concessão / Permissão	Data de Vencimento
Em Serviço: 006/2004	Camaçari	Dias D'Ávila	346,803	55,044	11/08/1977	10/08/2027

(*) Informações não auditadas.

• Geração eólica

Número do Contrato	USINAS	Localidade	Potência Instalada (MW) (*)	Capacidade Utilizada em 2015 (MW médio/ano)	Data da Concessão / Permissão	Data de Vencimento
Em Construção 000/0000	Xxxx Xxxx	Xxxx Xxxx - XX	180,000	-	01/01/2013	01/01/2043

(*) Informações não auditadas.

A capacidade utilizada corresponde à geração média, em MW, no exercício.

A potência instalada das usinas, que é sempre superior à sua produção, considera:

• a existência de períodos, tanto ao longo do dia, como no horizonte anual, em que ocorrem maior ou menor demanda de energia no sistema para o qual a usina, ou sistema de geração, está dimensionado;

• a existência de períodos também em que máquinas são retiradas da operação para a execução de manutenção, seja preventiva ou corretiva;

• que a produção das usinas hidráulicas depende ainda da disponibilidade hídrica do rio onde está localizada. Em períodos de maior hidraulicidade pode ser possível elevar a geração, bem como pode haver a necessidade de sua redução durante os períodos de escassez d'água, como ocorre nos períodos de racionamento de energia elétrica.

Com a edição da Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012, convertida na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, parte destas usinas, objeto do contrato de concessão nº 006/2004 e parte das instalações de transmissão, a seguir, objeto do contrato de concessão nº 061/2001, foram prorrogadas a partir dos aditivos a esses contratos, assinados em 05 de dezembro de 2012, em novas condições, conforme nota 2.3.

A Companhia apresentou junto a Xxxxx, pleito referente à redução dos encargos associados ao uso do sistema de transmissão (CUST) da UTE Camaçari, para consideração de apenas uma unidade de geração na usina, bem como a revogação da concessão da usina.

Em reunião pública ordinária realizada em 03/02/2015, a diretoria da ANEEL procedeu a avaliação do pleito da Companhia, onde a solicitação foi aprovada integralmente pela Agência conforme Despacho nº 247, de 03 de Fevereiro de 2015, com as seguintes decisões tomadas:

i) determinar o aditamento do Contrato de Uso do sistema de Transmissão – CUST nº 095/2012 para redução do Montante de Uso do Sistema de Transmissão – MUST de 346,598 MW para 70 MW a partir de 16 de dezembro de 2014, com valor a ser ressarcido à CHESF de R$ 1.266 mil, referente ao mês de janeiro de 2015, a ser considerado como crédito na Apuração Mensal dos Serviços e Encargos - AMSE realizado pelo ONS na apuração subsequente à esta decisão;

ii) os encargos de uso referente à unidade geradora nº 3 em operação são devidos até a data de extinção da concessão da UTE Camaçari, quando deverão ser encerrados o CUST e o CCT associado à central de geração e liquidados eventuais encargos de uso do sistema de transmissão remanescentes; e

iii) encaminhar ao Ministério de Minas e Energia, com pronunciamento favorável, o pedido de extinção da concessão da Usina Termelétrica Camaçari, outorgada por meio da Portaria DNAEE n° 1.068, de 10 de agosto de 1977, c/c a Portaria n° 88, de 11 de março de 2010, localizada no município de Dias D´Ávila, estado da Bahia.

A administração da Companhia tem expectativa positiva quanto a análise do Ministério de Minas e Energia de forma concluir pelo término da concessão da usina. Uma decisão favorável possibilitará a Companhia reverter a provisão para contrato oneroso existente, cujo montante em 31/12/2015 era R$ 80.441. A recuperabilidade do ativo dessa concessão, hoje totalmente provisionado, dependerá da decisão da Xxxxx quanto a indenização ou destinação desses ativos.

2.1.2 – Transmissão

• Linhas de transmissão

Número do Contrato	Empreendimento	Estado da Federação	Extensão (km) (*)	Data da Concessão	Data de Vencimento
Em serviço:
061/2001	Diversos Empreendimentos	PE, CE, SE, BA, AL,	18.603,6	29/06/2001	31/12/2042
		XX, XX, XX, XX
000/0000	XX Xxxxxxxx - Xxxx - 000 kv, C1	CE	208,1	04/03/2005	03/03/2035
008/2005	LT Milagres - Coremas - 230 kv, C2	CE, PB	119,8	04/03/2005	03/03/2035
010/2007	LT Ibicoara - Brumado - 230 kv, C1	BA	94,5	14/06/2007	14/06/2037
012/2007	LT Paraíso - Açu II - 230 kv, C2	PI, CE, RN	132,8	14/06/2007	14/06/2037
012/2007	LT Picos - Tauá II - 230 kv, C1	PI, CE	183,2	14/06/2007	14/06/2037
005/2008	LT Jardim - Penedo - 230 kv, C1	SE, AL	110,0	17/03/2008	17/03/2038
006/2009	LT Pirapama II - Suape II - 230 kv, C1, C2	PE	41,8	28/01/2009	28/01/2039
006/2009	LT Suape III - Suape II - 230 kv, C1, C2	PE	7,2	28/01/2009	28/01/2039
017/2009	LT Xxxxx Xxxxxx XXX - Zebu II - 230 kv, C1, C2	PE, PB, AL, RN	10,8	03/08/2009	03/08/2039
019/2010	LT X. Xxxxx XX - Xxxx Xxxxxx XX - 000 xx, X0	XX	31,4	23/11/2010	23/11/2040
019/2010	LT Extremoz II - X. Xxxxx - 000 xx, X0	XX	74,5	23/11/2010	23/11/2040
020/2010	LT Bom Jesus da Lapa II - Igaporã II - 230 kv	BA	115,0	23/11/2010	23/11/2040
019/2012	LT Igaporã II - Igaporã III - 230 KV, C1, C2	BA	10,8	01/06/2012	01/06/2042
019/2012	LT Igaporã III - Pindaí II - 230 kV	BA	49,5	01/06/2012	01/06/2042
021/2010	LT Sobral III - Acaraú II, - 230 kV	CE	91,3	23/11/2010	23/11/2040
			19.884,3
Em construção:
005/2007	LT Funil - Itapebi, C3	BA	223,0	20/04/2007	20/04/2037
014/2008	LT 230 kV Xxxxxxxxx - Xxxxxxxx xx Xxxxxxx XX, X0	XX	145,0	16/10/2008	16/10/2038
017/2009	LT Xxx Xxxxx - Xxxxx Xxxx XX - 000xX	XX, XX, XX, XX	85,0	03/08/2009	03/08/2009
018/2009	LT Xxxxxxxxx - Xxxxxxxx xx Xxxxxxx XX - 000 xX, X0	XX	152,0	03/08/2009	03/08/2039
019/2010	LT Paraíso - Açu II - 230 kV, C3	RN	123,0	23/11/2010	23/11/2040
019/2010	XX Xxx XX - Xxxxxxx XX - 000 xX, X0	XX	69,0	23/11/2010	23/11/2040
009/2011	LT Morro do Chapéu II - Irecê - 230 kV	BA	65,0	13/10/2011	13/10/2041
010/2011	XX Xxxxxxx - Xxxxx Xxxx XX - 000 kV;	RN/CE	65,0	13/10/2011	13/10/2041
017/2011	LT Teresina II - Teresina III - 230 kV	PI	26,0	09/12/2011	09/12/2041
018/2011	LT Recife II - Suape II - 500 kV - C2	PE	44,0	09/12/2011	09/12/2041
019/2011	LT Camaçari IV - Sapeaçu - 500 kV	BA	105,0	09/12/2011	09/12/2041
019/2011	LT Sapeaçu - Sto. Xxxxxxx xx Xxxxx - 230 kV	BA	31,0	09/12/2011	09/12/2041
005/2012	LT Jardim - Nossa Senhora do Socorro - 230 kV	SE/AL/BA	1,3	10/05/2012	10/05/2042
005/2012	LT Messias - Maceió II - 230 kV	SE/AL/BA	20,0	10/05/2012	10/05/2042
015/2012	LT Camaçari IV - Pirajá - 230 kV	BA	45,0	10/05/2012	10/05/2042
015/2012	LT Pituaçu - Pirajá - 230 kV	BA	5,0	10/05/2012	10/05/2042
018/2012	LT Xxxxxxx XX - Xxxxxxx XX - 000 kV	RN	40,0	01/06/2012	01/06/2042
018/2012	LT Ceará-Mirim II - Touros II - 230 kV	RN	56,2	01/06/2012	01/06/2042
018/2012	LT Russas II - Banabuiu C2- 230 kV	RN	110,0	01/06/2012	01/06/2042
			1.410,5

(*) Informações não auditadas.

• Subestações

Número do Contrato	Empreendimento	Estado da Federação	Quantidade (*)	Data da Concessão	Data de Vencimento
Em serviço:
061/2001	Diversos Empreendimentos	PE, CE, SE, BA, AL,	100,0	29/06/2001	31/12/2042
		XX, XX, XX, XX
006/2004	SE Elev. Usina de Curemas	PB	1,0	12/11/2004	25/11/2024
006/2004	SE Elev. Usina Term. Camaçari	BA	1,0	12/11/2004	12/08/2027
006/2004	SE Elev. Usina de Sobradinho	BA	1,0	12/11/2004	09/02/2022
007/2005	SE Tauá II - 230 kV	CE	1,0	04/03/2005	03/03/2035
010/2007	SE Ibicoara - 500/230 kV	BA	1,0	14/06/2007	14/06/2037
006/2009	SE Suape II - 500/230 kV (600 MVA); SE Suape III -	PE	2,0	28/01/2009	28/01/2039
	230/69 kV (200 MVA)
017/2009	SE Santa Rita II - 230/69kV; SE Zebu - 230/69kV; SE
	Xxxxx XXX - 000/00xX	XX, XX, XX, XX	3,0	03/08/2009	03/08/2039
007/2010	SE Camaçari IV - 500/230 kV	BA	1,0	12/07/2010	12/07/2040
013/2010	SE Arapiraca III - 230/69 kv	AL	1,0	06/10/2010	06/10/2040
019/2010	SE Extremoz II - 230 kv	RN	1,0	23/11/2010	23/11/2040
019/2010	SE João Câmara - 230 kv	RN	1,0	23/11/2010	23/11/2040
020/2010	SE Igaporã - 230 kv	BA	1,0	23/11/2010	23/11/2040
021/2010	SE Acaraú II - 230 kv	CE	1,0	23/11/2010	23/11/2040
010/2011	SE Lagoa Nova 230 kV	RN/CE	1,0	13/10/2011	13/10/2041
019/2012	SE Igaporã III 500/230 KV; SE Pindaí II 230 KV	BA	2,0	01/06/2012	01/06/2042
010/2007	SE Brumado	BA	1,0	14/06/2007	14/06/2037
020/2010	SE Bom Jesus da Lapa II	BA	1,0	23/11/2010	23/11/2040
			121,0
Em construção:
014/2008	SE Xxxxxxxx xx Xxxxxxx XX - 230/138 kv	BA	1,0	16/10/2008	16/10/2038
014/2010	SE Pólo 230/69 kV	BA	1,0	06/10/2010	06/10/2040
009/2011	SE Morro do Chapéu II 230 kV	BA	1,0	13/10/2011	13/10/2041
010/2011	SE Ibiapina 230 kV	RN/CE	1,0	13/10/2011	13/10/2041
017/2011	SE Teresina III em 230/69 kV	PI	1,0	09/12/2011	09/12/2041
005/2012	SE Nossa Senhora do Socorro 230/69 kV; SE Maceió II,	SE/AL/BA
	230/69 kV; SE Poções II 230/138kV		3,0	10/05/2012	10/05/2042
015/2012	SE Pirajá 230/69 KV	BA	1,0	10/05/2012	10/05/2042
017/2012	SE Mirueira II 230/69 kV; SE Jaboatão II 230/69 kV	PE	2,0	01/06/2012	01/06/2042
018/2012	SE Touros, 230 kV; SE Xxxxxxx XX, 000 xX.	XX	2,0	01/06/2012	01/06/2042
			13,0

(*) Informações não auditadas.

2.2 – Controladas, controladas em conjunto e Coligada

A Companhia detém ainda, por intermédio de suas controladas, controladas em conjunto e coligada, as seguintes concessões:

2.2.1 - Geração

• Geração Hidráulica

Número do Contrato	Usinas	Empresa	Participação da Companhia	Rio	Capacidade em MW (**)	Ano da Concessão	Ano de Vencimento
Em serviço:
002/2007	UHE Dardanelos	Energética Águas da Pedra S.A.	24,50%	Aripuanã	261,000	2007	2042
002/2008	UHE Jirau (*)	ESBR Participações S.A.	20,00%	Madeira	3.750,000	2008	2043
Em construção:
001/2010	UHE Belo Monte	Norte Energia S.A.	15,00%	Xingu	11.233,100	2010	2045
001/2014	UHE Sinop	Companhia Energética SINOP S.A.	24,50%	Teles Pires	400,000	2014	2049

(*) Em setembro/2013, a Companhia deu início à sua operação, estando na data de 31/12/2015 com 37 Unidades Geradoras em operação comercial, com 75 MW cada, de um total de 50 Unidades Geradoras.

(**) Informações não auditadas.

• Geração Eólica

Número da Portaria	Usinas	Empresa	Participação da Companhia	Localidade	Capacidade em MW (*)	Ano da Autorização	Ano de Vencimento
Em serviço:
123/2011	UEE Pedra Branca	Pedra Branca S.A.	49,00%	Pedra Branca(BA)	30,00	2011	2046
131/2011	UEE Xxxx Xxxxxxxxxx	Xxxx Xxxxxxxxxx X.X.	00,00%	Xxxx Xxxxxxxxxx (XX)	30,00	2011	2046
132/2011	UEE Xxx Xxxxx xx Xxxx	Xxx Xxxxx xx Xxxx X.X.	00,00%	Xxx Xxxxx xx Xxxx (XX)	30,00	2011	2046
052/2014	UEE Xxxxxxxx X	Xxxxxxxx X	00,00%	Xxxxx Xx (XX)	32,90	2014	2049
053/2014	UEE Xxxxx Xxxxxx X	Xxxxx Xxxxxx X	00,00%	Xxxxx Xx (XX)	32,90	2014	2049
067/2014	UEE Mussambê	Mussambê	49,00%	Sento Sé (BA)	32,90	2014	2049
102/2014	UEE Santa Joana XI	Chapada do Piauí I Holding S.A.	49,00%	Marcolância, Caldeirão	29,60	2014	2049
				Grande e Xxxxxx (XX)
000/0000	XXX Xxxxx Xxxxx XXX	Xxxxxxx xx Xxxxx I Holding S.A.	49,00%	Marcolância, Caldeirão	28,90	2014	2049
				Grande e Xxxxxx (XX)
000/0000	XXX Xxxxx Xxxxx X	Xxxxxxx xx Xxxxx I Holding S.A.	49,00%	Marcolância, Caldeirão	29,60	2014	2049
				Grande e Xxxxxx (XX)
000/0000	XXX Xxxxx Xxxxx XXXX	Xxxxxxx xx Xxxxx I Holding S.A.	49,00%	Marcolância, Caldeirão	29,60	2014	2049
				Grande e Xxxxxx (XX)
000/0000	XXX Xxxxx Xxxxx XXX	Xxxxxxx xx Xxxxx I Holding S.A.	49,00%	Marcolância, Caldeirão	28,90	2014	2049
				Grande e Xxxxxx (XX)
000/0000	XXX Xxxxx Xxxxx XX	Xxxxxxx xx Xxxxx I Holding S.A.	49,00%	Marcolância, Caldeirão	28,90	2014	2049
				Grande e Xxxxxx (XX)
000/0000	XXX Xxxxx Xxxxx XX	Xxxxxxx xx Xxxxx I Holding S.A.	49,00%	Marcolância, Caldeirão	29,60	2014	2049
				Grande e Simões (PI)
234/2014	UEE Serra das Vacas I	Serra das Vacas Holding S.A.	49,00%	Saloá (PE)	23,92	2014	2049
240/2014	UEE Serra das Vacas II	Serra das Vacas Holding S.A.	49,00%	Saloá (PE)	22,30	2014	2049
251/2014	UEE Serra das Vacas III	Serra das Vacas Holding S.A.	49,00%	Saloá (PE)	22,24	2014	2049
263/2014	UEE Serra das Vacas IV	Serra das Vacas Holding S.A.	49,00%	Saloá (PE)	22,30	2014	2049
388/2012	UEE Caiçara I	Vamcruz I Participações S.A.	49,00%	Serra do Mel (RN)	27,00	2012	2047
399/2012	UEE Junco I	Vamcruz I Participações S.A.	49,00%	Serra do Mel (RN)	24,00	2012	2047
417/2012	UEE Junco II	Vamcruz I Participações S.A.	49,00%	Serra do Mel (RN)	24,00	2012	2047
418/2012	UEE Caiçara II	Vamcruz I Participações S.A.	49,00%	Serra do Mel (RN)	18,00	2012	2047
Em construção:
150/2014	UEE Acauã	Acauã Energia S.A.	99,93%	Pindaí (BA)	12,00	2014	2049
151/2014	UEE Arapapá	Arapapá Energia S.A.	99,90%	Pindaí (BA)	10,00	2014	2049
152/2014	UEE Angical 2	Angical 2 Energia S.A.	99,96%	Pindaí (BA)	14,00	2014	2049
153/2014	UEE Teiú 2	Teiú 2 Energia S.A.	99,95%	Pindaí (BA)	14,00	2014	2049
154/2014	UEE Caititú 2	Caititú 2 Energia S.A.	99,96%	Pindaí (BA)	14,00	2014	2049
174/2014	UEE Carcará	Carcará Energia S.A.	99,96%	Pindaí (BA)	10,00	2014	2049
176/2014	UEE Corrupião 3	Corrupião 3 Energia S.A.	99,96%	Pindaí (BA)	14,00	2014	2049
177/2014	UEE Caititú 3	Caititú 3 Energia S.A.	99,96%	Pindaí (BA)	14,00	2014	2049
213/2014	UEE Papagaio	Papagaio Energia S.A.	99,96%	Pindaí (BA)	18,00	2014	2049
219/2014	UEE Xxxxxxxxxxx 0	Xxxxxxxxxxx 0 Xxxxxxx X.X.	00,00%	Xxxxxx (XX)	20,00	2014	2049
221/2014	UEE Santa Joana IV	Chapada do Piauí II Holding S.A.	49,00%	Marcolância, Caldeirão	30,00	2014	2049
				Grande e Xxxxxx (XX)
000/0000	XXX Xxxxx Xxxxx X	Xxxxxxx xx Xxxxx II Holding S.A.	49,00%	Marcolância, Caldeirão	30,00	2014	2049
				Grande e Xxxxxx (XX)
000/0000	XXX Xxxxx Xxxxx XXX	Xxxxxxx xx Xxxxx II Holding S.A.	49,00%	Marcolância, Caldeirão	30,00	2014	2049
				Grande e Xxxxxx (XX)
000/0000	XXX Xxxxx Xxxxx X	Xxxxxxx xx Xxxxx II Holding S.A.	49,00%	Marcolância, Caldeirão	30,00	2014	2049
				Grande e Xxxxxx (XX)
000/0000	XXX Xxxxx Xxxxxxx XX	Xxxxxxx xx Xxxxx II Holding S.A.	49,00%	Marcolância, Caldeirão	30,00	2014	2049
				Grande e Xxxxxx (XX)
000/0000	XXX Xxxxx Xxxxx XXX	Xxxxxxx xx Xxxxx II Holding S.A.	49,00%	Marcolância, Caldeirão	30,00	2014	2049
				Grande e Simões (PI)
286/2014	UEE Tamanduá Mirim 2	Tamanduá Mirim 2 Energia S.A.	83,01%	Pindaí (BA)	24,00	2014	2049
287/2014	UEE Banda de Couro	Banda de Couro S.A.	49,00%	Sento Sé (BA)	29,70	2014	2049
354/2014	UEE Baraúnas II	Baraúnas II S.A.	49,00%	Sento Sé (BA)	21,60	2014	2049

(*) Informações não auditadas.

Ver nota explicativa 19.4 para informações sobre combinação de negócios ocorrida no exercício de 2015, referente aquisição de controle da empresa Tamanduá Mirim 2 S.A. (Complexo Eólico Pindaí III).

2.2.2 – Transmissão

• Linhas de transmissão

Número do Contrato	Empreendimento	Empresa	Participação da Companhia	Estado da Federação	Extensão (km) (*)	Ano da Concessão	Ano de Vencimento
Em serviço: 005/2004	LT Teresina II - Sobral - Fortaleza, em 500 KV LT Colinas - Miracema - Gurupi - Peixe Nova - Serra da Mesa II, em 500 kV LT Oriximiná - Silves - Lechunga (AM), em 500 kV LT Coletora Porto Velho / Araraquara II, em 600 KV LT Xxxx Xxxxxxx - Garanhuns, em 000 xX XX Xxxxxxxxx - Xxxxxxx Xxxxxx XXX, em 500 KV LT Garanhuns - Xxx Xxxxx, em 500 kV LT Ceará-Mirim - João Câmara II, em 500 kV LT Ceará-Mirim - Extremoz II, em 230 kV LT Ceará-Mirim - Campina Grande III, em 500 kV LT Campina Grande III - Campina Grande II, em 230 kV	STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A. INTESA - Integração Transmissora de Energia S.A. Manaus Transmissora de Energia S.A. Interligação Elétrica do Madeira S.A. Interligação Elétrica Garanhuns S.A Interligação Elétrica Garanhuns S.A Interligação Elétrica Garanhuns S.A Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A. Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A. Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A. Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A.	49,00%	PI, CE	546,0	2004	2034
002/2006			12,00%	TO, GO	695,0	2006	2036
010/2008			19,50%	PA, AM	559,0	2008	2038
015/2009			24,50%	RO, SP	2.375,0	2009	2039
022/2011 022/2011			49,00% 49,00%	AL/PE/PB AL/PE/PB	224,0 190,0	0000 0000	0000 0000
022/2011 008/2011			49,00% 100,00%	AL/PE/PB RN/PB	239,0 64,0	0000 0000	0000 0000
008/2011			100,00%	RN/PB	26,0	2011	2041
008/2011			100,00%	RN/PB	201,0	2011	2041
008/2011			100,00%	RN/PB	8,5	2011	2041
					5.127,5
Em construção: 004/2010 022/2011	LT São Luiz II - São Luiz III, em 230 kV LT Garanhuns - Angelim I, em 230 kV	TDG - Transmissora Delmiro Gouveia S.A. Interligação Elétrica Garanhuns S.A	49,00% 49,00%	MA/CE AL/PE/PB	156,0 13,0	2010 2011	2040 2041
					169,0

(*) Informações não auditadas.

• Subestações

Número do Contrato	Empreendimento	Empresa	Participação da Companhia	Estado da Federação	Quantidade (*)	Ano da Concessão	Ano de Vencimento
Em serviço: 015/2009 004/2010 008/2011 008/2011 002/2006 010/2008	Estação Retificadora nº 02 CA/CC em 500/600 kV; Estação Inversora nº 02 CC/CA em 600/500 kV SE Pecém II, em 500/230 kV; SE Aquiraz II, em 230/69 kV SE João Câmara II, em 500/138 kV; SE Ceará-Mirim II, em 500/230 kV. SE Campina Grande III, em 500/230 kV SE Peixe 2 500 kV; SE Serra da Mesa 2 SE Silves (ex-Itacoatiara) 500/138 kV; SE Lechuga (ex-Cariri) 500/230 kV	Interligação Elétrica do Madeira S.A. TDG - Transmissora Delmiro Gouveia S.A. Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A. Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A. INTESA - Integração Transmissora de Energia S.A. Manaus Transmissora de Energia S.A.	24,50% 49,00% 100,00% 100,00% 12,00% 19,50%	XX/XX XX/XX XX/XX XX/XX TO/GO AM	2,0 2,0 2,0 1,0 2,0 2,0	2009 2010 2011 2011 2006 2008	2039 2040 2041 2041 2036 2038
022/2011	SE Garanhuns, em 500/230 kV; SE Pau Ferro, em 500/230 kV	Interligação Elétrica Garanhuns S.A	49,00%	AL/PE/PB	2,0	2011	2041
					13,0

(*) Informações não auditadas.

2.3 - Prorrogação das concessões de serviço público de energia elétrica – Indenização Complementar

Em 11 de janeiro de 2013, o Governo Federal emitiu a Lei nº 12.783/2013, regulamentada pelo Decreto nº 7.891, de 23 de janeiro de 2013, que dispõe sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais, sobre a modicidade tarifária, e dá outras providências.

Por meio da aludida Lei, as concessões de energia elétrica, tratadas nos artigos 17, §5º, 19 e 22 da Lei nº 9.074, de 07 de julho de 1995, cujos prazos de vencimento ocorreriam a partir de 2015, foram prorrogadas por mais 30 anos, conforme condições estabelecidas na referida Lei e nos respectivos aditivos aos Contratos de Concessão.

Destaca-se entre as mudanças no modelo de negócios a alteração do regime de preço para tarifa calculada com base nos custos de operação e manutenção, acrescidos de remuneração, com revisões periódicas e alocação das cotas de garantia físicas de energia e de potência das usinas hidrelétricas às concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN. E para a transmissão a tarifa (nova Receita Anual Permitida – RAP) foi definida para cobrir os custos de operação e manutenção, acrescida de remuneração.

A Resolução Normativa Aneel nº 596, de 19 de dezembro de 2013, em complemento ao art. 2º do Decreto nº 7.850, de 30 de novembro de 2012, estabelece critérios e procedimentos para cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis de aproveitamentos hidrelétricos, realizados até 31/12/2012 e ainda não amortizados ou depreciados. A concessionária manifestou interesse, em 27/12/2013 no recebimento da indenização complementar referente aos investimentos posteriores ao Projeto Básico e em 11/12/2014, a Chesf apresentou à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, documentação comprobatória para requerimento de indenização complementar dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, dos ativos de geração de energia elétrica, para fins do processo de indenização dos Aproveitamentos Hidrelétricos, previsto nos termos da Lei nº 12.783, de 11/01/2013. O valor da indenização complementar requerida à ANEEL é de R$ 4.802,3 milhões, em valores de dezembro de 2012, correspondente aos seguintes Aproveitamentos Hidrelétricos: Xingó, Paulo Afonso I, II, III e IV, Xxxxxxxx Xxxxx (Moxotó), Xxxx Xxxxxxx (Itaparica), Boa Esperança, Pedra e Funil, com potência total instalada de 9.208,5 MW. O recebimento, se aprovado, se dará por indenização em espécie ou por reconhecimento na base tarifária.

Em 10/12/2013, a Xxxxx publicou a Resolução Normativa nº 589, que define os critérios para cálculo do Valor Novo de Reposição - VNR, para fins de indenização das instalações de transmissão das concessionárias que optaram pela prorrogação prevista na Lei n° 12.783/2013. Essa resolução estabelece que a concessionária deverá contratar uma empresa credenciada junto à Xxxxx para elaborar um laudo de avaliação, que deverá contemplar o Valor Novo de Reposição-VNR dos ativos que compõem as instalações existentes em 31 de maio de 2000 e ainda não depreciados até 31/12/2012. Em 06/03/2015, a Chesf apresentou à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, documentação comprobatória para requerimento de indenização complementar, elaborada por empresa credenciada junto à Xxxxx, para fins do processo de indenização das instalações da denominada Rede Básica do Sistema Existente – RBSE e Demais Instalações de Transmissão – RPC, conforme a Lei nº 12.783/2013. O valor da indenização complementar requerida à Aneel é de R$ 5.627,2 milhões, em valores de dezembro de 2012.

A Companhia esclarece que os valores requeridos das indenizações complementares dos ativos de geração de energia elétrica e das instalações de transmissão estão sujeitos à aprovação pela Aneel, conforme previsto nas Resoluções ANEEL nº 596, de 19/12/2013 e nº 589, de 10/12/2013, desta forma, os efeitos econômico-financeiros para a Companhia, assim como seus efeitos nas Demonstrações Financeiras, estão condicionados à referida homologação.

O fornecimento de energia pela Chesf para consumidores industriais no Nordeste teve início no ano de 1970. Em 2004, com a publicação da Lei 10.848, de 15/03/2004, e do Decreto 5.163, de 30/07/2004, os contratos foram adequados ao novo modelo setorial e desdobrados em três instrumentos: conexão ao sistema de transmissão, uso do sistema de transmissão e compra e venda de energia de elétrica. Esses instrumentos foram firmados com as seguintes empresas, listadas por estado: Bahia (Braskem UNIB, Braskem UCS/MVC/PVC, Brasil Kirin, Dow Brasil, Ferbasa, Gerdau BA, Mineração Caraíba, Novelis, Paranapanema, Vale Manganês), Pernambuco (Gerdau PE), Alagoas (Braskem UCS) e Ceará (Libra), com vigência até 31/12/2010, conforme o Art. 25 da Lei 10.848 e o Art. 54 do Decreto 5.163. Em novembro de 2010, a Chesf aditou, com exceção da Novelis que fechou sua planta, os Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica – CCVE com vigência até 30/06/2015, com base no Artigo 22 da Lei nº 11.943, de 28/05/2009, regulamentada pelo do Decreto nº 7.129/2010.

Em 22 de junho de 2015 foi publicada a Medida Provisória MP nº 677, com a seguinte concepção:

a) prorrogação da concessão da UHE Sobradinho até fevereiro de 2052; b) prorrogação dos contratos com os Consumidores Industriais até fevereiro de 2037, com redução gradual dos montantes de energia nos últimos 6 anos; e c) criação do Fundo de Energia do Nordeste – FEN a partir de recursos da diferença entre o preço de contrato dos Consumidores Industriais e a Receita Anual de Geração - RAG.

Com a publicação da MP nº 677/2015, a Chesf analisou as condições estabelecidas na referida MP, sob as óticas técnica, comercial, econômico-financeira e jurídica, sendo essa análise objeto da Nota Técnica “Avaliação da Prorrogação dos Contratos dos Consumidores Industriais com base na MP nº 677/2015”, de julho/2015, e do Parecer Jurídico “Regime Jurídico e Riscos Envolvidos na Prorrogação de Contratos de Fornecimento de Energia Elétrica sob a Égide da MP nº 677/15”, emitido pelo Professor Dr. Xxxxxxxxx Xxxxxx xx Xxxxxx, de 28/07/2015, ratificado pelo Despacho Chesf n.º DJU- 3.2015.001, de 28/07/2015. A referida Nota Técnica concluiu pela vantajosidade da formalização da prorrogação através de Aditivos aos Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica com os Consumidores Industriais.

O Conselho de Administração ao tomar conhecimento da matéria, pela relevância, decidiu encaminhar o assunto à Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas, realizada em 21/08/2015, que: i) referendou o requerimento feito à Aneel pela Chesf, por meio da CE-PR-168/2015, de 10 de julho de 2015, para prorrogação do prazo da concessão da Usina Hidrelétrica de Sobradinho, por mais 30 (trinta) anos, contados a partir de fevereiro de 2022, nas condições estabelecidas na Medida Provisória nº 677, de 22 de junho de 2015; e ii) autorizou a celebração dos Aditivos aos Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica, nos termos da Medida Provisória nº 677, de 22 de junho 2015.

3 – APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

3.1. Declaração de conformidade

As Demonstrações Financeiras Individuais e Consolidadas estão apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e com os pronunciamentos, as orientações e as interpretações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC e as normas emitidas pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM e legislação específica da Aneel, quando esta não estiver conflitante com as práticas contábeis adotadas no Brasil vigentes em 31/12/2015, bem como com as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (International Financial Reporting Standards – IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB.

As práticas contábeis adotadas no Brasil aplicadas nas demonstrações financeiras individuais, a partir de 2014, não diferem das Normas Internacionais de Contabilidade (International Financial Reporting Standards – IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB, uma vez que estas normas passaram a permitir a aplicação do método de equivalência patrimonial em controladas nas demonstrações individuais. Essas demonstrações individuais são divulgadas em conjunto com as demonstrações financeiras consolidadas.

O Conselho de Administração da Companhia, em reunião realizada em 28 de março de 2016, autorizou a divulgação destas demonstrações financeiras.

A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL promoveu a revisão das normas e procedimentos contidos no Plano de Contas do Serviço Público de Energia Elétrica, instituindo um documento denominado de Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, contendo o plano de contas, instruções contábeis e roteiro para divulgação de informações econômicas, financeiras e socioambientais resultando em importantes alterações nas práticas contábeis e de divulgação, até então aplicáveis, às empresas do setor. As normas contidas no referido Manual são de aplicação compulsória a partir de 1º de janeiro de 2015.

A administração da Companhia declara que todas as informações relevantes das demonstrações financeiras, e somente elas, estão sendo evidenciadas, e que correspondem às utilizadas por ela na sua gestão.

3.2. Base de elaboração e mensuração

As demonstrações financeiras foram elaboradas com base no custo histórico, exceto determinados instrumentos financeiros mensurados pelos seus valores justos, conforme descrito nas práticas contábeis a seguir. O custo histórico geralmente é baseado no valor justo das contraprestações pagas em troca de ativos.

Em decorrência da implementação do Novo Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, em vigor a partir de 01 de janeiro de 2015, alguns saldos contábeis referentes às Demonstrações Financeiras de 2014, originalmente emitidas em 26 de março de 2015, estão sendo reclassificados para permitir melhor comparabilidade entre os períodos analisados.

31/12/2014	Nota	Publicado	Reclassificações	Reclassifcado
Ativo Não Circulante Imobilizado	17	10.995.436 1.249.242	86.588 86.588	11.082.024 1.335.830
Passivo Não Circulante Obrigações não vinculadas à Concessão	29	3.964.976 -	86.588 86.588	4.051.564 86.588

3.3. Moeda funcional e moeda de apresentação

As demonstrações financeiras são apresentadas na moeda corrente e legal do País, o Real, que é a moeda funcional da Companhia. Todos os saldos foram arredondados para o milhar mais próximo, exceto quando indicado de outra forma.

4 - PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS

A Companhia, suas controladas, controladas em conjunto e coligada aplicaram as políticas contábeis descritas abaixo de maneira consistente a todos os exercícios apresentados nestas demonstrações financeiras individuais e consolidadas.

4.1. Investimentos em controladas em conjunto

Nas demonstrações financeiras individuais e consolidadas da Companhia as informações financeiras referentes às empresas controladas em conjunto são reconhecidas por meio do método de equivalência patrimonial.

A Companhia, de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 18(R2) (IAS 28), em seus itens 24 e 25, utiliza para a determinação do valor da equivalência patrimonial de seus investimentos em controladas em conjunto, o valor do patrimônio líquido das investidas com base nas demonstrações financeiras levantadas na mesma data das demonstrações financeiras da investidora. Ocorrendo a indisponibilidade de demonstrações financeiras por parte da investida em data coincidente à da Investidora há a utilização de demonstrações com defasagem de 30 dias, acompanhadas de ajustes pertinentes quando da ocorrência de efeitos de eventos e transações relevantes entre as datas das demonstrações não coincidentes.

Quando necessário, as demonstrações financeiras das controladas em conjunto são ajustadas para adequar suas políticas contábeis às estabelecidas pela Companhia.

4.2. Investimentos em coligadas

Uma coligada é uma entidade sobre a qual a Companhia possui influência significativa, mas que não se configura como uma controlada nem como uma participação em um empreendimento sob controle comum (joint venture). Influência significativa é o poder de participar das decisões sobre as políticas financeiras e operacionais da investida, sem exercer controle individual ou conjunto sobre essas políticas.

Os resultados ativos e passivos das coligadas são incorporados às demonstrações financeiras com base no método de equivalência patrimonial, pelo qual os investimentos são inicialmente registrados pelo valor de custo e em seguida ajustados para fins de reconhecimento da participação da Companhia no lucro ou prejuízo e outros resultados abrangentes da coligada.

4.3. Investimentos em controladas

Controladas são todas as entidades nas quais a Companhia detém o controle. A Companhia controla uma entidade quando está exposta ou tem direito a retornos variáveis decorrentes de seu envolvimento com a entidade e tem a capacidade de interferir nesses retornos devido ao poder que exerce sobre a entidade.

Nas demonstrações financeiras individuais da Companhia, as participações em entidades controladas são reconhecidas pelo método de equivalência patrimonial.

4.4. Reconhecimento de receita

A receita compreende o valor justo da contraprestação recebida ou a receber decorrente do curso normal das atividades da Companhia, excluídos descontos, abatimentos e encargos sobre vendas.

A Companhia reconhece a receita quando: (i) o seu valor pode ser mensurado com segurança; (ii) é provável que benefícios econômicos fluirão para a Companhia; e (iii) quando critérios específicos tiverem sido atendidos para cada uma de suas atividades.

Compreendem ainda as seguintes:

Receita financeira decorrente da remuneração do ativo financeiro até o final do período da concessão auferida de modo pro rata e que leva em consideração a taxa de retorno do projeto.

Receita para cobertura dos gastos de operação e manutenção dos ativos da transmissão com base no custo incorrido.

Receita de construção para as expansões, reforços e melhorias da infraestrutura utilizada na prestação dos serviços de transmissão de energia elétrica não apurando margem na construção.

4.5. Subvenções governamentais

As subvenções governamentais decorrentes de incentivos fiscais são registradas no resultado do período, como redução do imposto apurado, em atendimento ao Pronunciamento Técnico CPC 07(R1) (IAS 20). A parcela do lucro decorrente desses incentivos fiscais é objeto de destinação à Reserva de Lucro denominada Reserva de Incentivos Fiscais, em conformidade com o artigo 195-A da Lei nº 6.404/1976, a qual somente é utilizada para aumento do capital social ou eventual absorção de prejuízos.

4.6. Tributação

O imposto de renda e contribuição social do exercício corrente e diferido são calculados com base nas alíquotas de 15%, acrescidas do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$ 240 para imposto de renda e 9% sobre o lucro tributável para contribuição social sobre o lucro líquido, e consideram a compensação de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, limitada a 30% do lucro real. Para os contratos com incentivo fiscal a alíquota do imposto de renda de 25%, sofre redução de 75%, calculado sobre o lucro da exploração dos empreendimentos incentivados.

O imposto de renda e a contribuição social, correntes e diferidos, são reconhecidos no resultado do exercício, exceto quando estão relacionados com itens registrados em outros resultados abrangentes ou diretamente no patrimônio líquido, caso em que os impostos correntes e diferidos também são reconhecidos em outros resultados abrangentes ou diretamente no patrimônio líquido, respectivamente.

4.6.1. Tributos correntes

A provisão para imposto de renda e contribuição social está baseada no lucro tributável do exercício. O lucro tributável difere do lucro apresentado na demonstração do resultado porque exclui receitas ou despesas tributáveis ou dedutíveis em outros exercícios, além de excluir itens não tributáveis ou não dedutíveis de forma permanente. A provisão para imposto de renda e contribuição social é calculada individualmente por cada investida com base nas alíquotas vigentes no fim do exercício.

4.6.2. Tributos diferidos

O imposto de renda e a contribuição social diferidos (tributos diferidos) são reconhecidos sobre as diferenças temporárias no final de cada exercício, entre os saldos de ativos e passivos reconhecidos nas demonstrações financeiras e as bases fiscais correspondentes usadas na apuração do lucro tributável, incluindo saldo de prejuízos fiscais, quando aplicável. Os tributos diferidos passivos são geralmente reconhecidos sobre todas as diferenças temporárias tributáveis e os tributos diferidos ativos são reconhecidos sobre todas as diferenças temporárias dedutíveis, apenas quando for provável que a Companhia apresentará lucro tributável futuro em montante suficiente para que tais diferenças temporárias dedutíveis possam ser utilizadas.

A recuperação do saldo dos tributos diferidos ativos é revisada no final de cada exercício e, quando não for mais provável que lucros tributáveis futuros estarão disponíveis para permitir a recuperação de todo o ativo, ou parte dele, o saldo do ativo é ajustado pelo montante que se espera que seja recuperado.

Tributos diferidos ativos e passivos são mensurados pelas alíquotas aplicáveis no período no qual se espera que o passivo seja liquidado ou o ativo seja realizado, com base nas alíquotas previstas na legislação tributária vigente no final de cada exercício, ou quando uma nova legislação tiver sido aprovada. A mensuração dos tributos diferidos ativos e passivos reflete as consequências fiscais que resultariam da forma na qual a Companhia espera recuperar ou liquidar o valor contábil desses ativos e passivos no final de cada exercício.

4.7. Imobilizado

É registrado ao custo de aquisição ou construção, deduzido da depreciação acumulada e quaisquer perdas acumuladas por redução ao valor recuperável (impairment). Inclui principalmente os ativos de geração, que não foram objetos de renovação das concessões dispostos na Medida Provisória nº 579/2012, e ativos administrativos.

Os gastos de natureza ambiental com ações e programas realizados até a liberação da primeira licença de operação são registrados no Imobilizado, e os gastos realizados a partir de então passam

a ser registrados no resultado do exercício.

Os custos de financiamentos e empréstimos também são acrescentados ao custo total dos ativos adquiridos ou construídos, até a data em que tais ativos estiverem prontos para o uso.

Xxxxxx subsequentes são capitalizados apenas quando é provável que benefícios econômicos futuros associados com os gastos serão auferidos pela Companhia.

A depreciação é calculada para amortizar o custo de itens do ativo imobilizado, utilizando o método linear baseado nas taxas anuais estabelecidas pela Aneel as quais são revisadas periodicamente e aceitas pelo mercado como uma estimativa adequada para efeitos contábeis e regulatórios e que representa a melhor estimativa de vida útil dos bens. A depreciação é geralmente reconhecida no resultado.

4.8. Ativos intangíveis

Ativos intangíveis com vidas úteis definidas, adquiridos separadamente, são registrados ao custo, deduzido da amortização e das perdas por redução ao valor recuperável acumuladas. A amortização é reconhecida linearmente com base na vida útil estimada dos ativos.

Os softwares corporativos são capitalizados com base nos custos incorridos para aquisição e para fazer com que eles estejam prontos para ser utilizados, amortizados durante sua vida útil estimável.

Os gastos associados à manutenção de softwares são reconhecidos como despesa, conforme incorridos.

Os custos de desenvolvimento que são diretamente atribuíveis ao projeto e são identificáveis e exclusivos, controlados pela Companhia, são reconhecidos como ativos intangíveis quando os seguintes critérios são atendidos:

• É tecnicamente viável concluir o projeto para que ele esteja disponível para uso;

• A administração pretende concluir o projeto e usá-lo ou vendê-lo;

• O projeto pode ser vendido ou usado;

• Pode-se demonstrar que é provável que o projeto gerará benefícios econômicos;

• Estão disponíveis adequados recursos técnicos, financeiros e outros recursos para concluir o desenvolvimento e para usar ou vender o projeto;

• O gasto atribuível ao projeto durante seu desenvolvimento pode ser mensurado com segurança.

Outros gastos de desenvolvimento que não atendam a esses critérios são reconhecidos como despesa, a medida em que forem incorridos.

4.9. Redução ao valor recuperável de ativos

4.9.1 Ativos financeiros não derivativos

Ativos financeiros não classificados como ativos financeiros ao valor justo por meio do resultado, incluindo investimentos contabilizados pelo método da equivalência patrimonial, são avaliados em cada data de balanço para determinar se há evidência objetiva de perda por redução ao valor recuperável.

Evidência objetiva de que ativos financeiros tiveram perda de valor inclui:

• inadimplência ou atrasos do devedor;

• reestruturação de um valor devido a Companhia em condições não consideradas em condições normais;

• indicativos de que o devedor ou emissor irá entrar em falência;

• mudanças negativas na situação de pagamentos dos devedores ou emissores;

• o desaparecimento de um mercado ativo para o instrumento; ou

• dados observáveis indicando que houve um declínio na mensuração dos fluxos de caixa esperados de um grupo de ativos financeiros.

Para investimentos em títulos patrimoniais, evidência objetiva de perda por redução ao valor recuperável inclui um declínio significativo ou prolongado no seu valor justo abaixo do custo. A Companhia considera um declínio de 20% como significativo e o período de 9 meses como prolongado.

A Companhia considera evidência de perda de valor de ativos mensurados pelo custo amortizado

tanto em nível individual como em nível coletivo. Todos os ativos individualmente significativos são avaliados quanto à perda por redução ao valor recuperável. Aqueles que não tenham sofrido perda de valor individualmente são então avaliados coletivamente quanto a qualquer perda de valor que possa ter ocorrido, mas não tenha sido ainda identificada. Ativos que não são individualmente significativos são avaliados coletivamente quanto à perda de valor com base no agrupamento de ativos com características de risco similares.

Ao avaliar a perda por redução ao valor recuperável de forma coletiva, a Companhia utiliza tendências históricas do prazo de recuperação e dos valores de perda incorridos, ajustados para refletir o julgamento da Administração sobre 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 perda por redução ao valor recuperável é calculada como a diferença entre o valor contábil e o valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados, descontados à taxa de juros efetiva original do ativo. As perdas são reconhecidas no resultado e refletidas em uma conta de provisão. Quando o Grupo considera que não há expectativas razoáveis de recuperação, os valores são baixados. Quando um evento subsequente indica uma redução da perda de valor, a redução pela perda de valor é revertida através do resultado.

Uma perda por redução ao valor recuperável referente a uma investida avaliada pelo método de equivalência patrimonial é mensurada pela comparação do valor recuperável do investimento com seu valor contábil. Uma perda por redução ao valor recuperável é reconhecida no resultado e é revertida se houver uma mudança favorável nas estimativas usadas para determinar o valor recuperável.

4.9.2 Ativos não financeiros

No fim de cada exercício, a Companhia revisa o valor contábil de seus ativos para determinar se há indicação de que tais ativos sofreram alguma perda por redução ao valor recuperável. Caso haja tal indicação, o montante recuperável do ativo é estimado com a finalidade de mensurar o montante de 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.

O montante recuperável é o maior valor entre o valor justo menos os custos na venda ou o valor em uso. Na avaliação do valor em uso, os fluxos de caixa futuros estimados são descontados ao valor presente pela taxa de desconto que reflita uma avaliação atual de mercado do valor da moeda no tempo e os riscos específicos do ativo para o qual a estimativa de fluxos de caixa futuros não foi ajustada.

Se o montante recuperável de um ativo, ou unidade geradora de caixa, calculado for menor que seu valor contábil, o valor contábil do ativo, ou unidade geradora de caixa, é reduzido ao seu valor recuperável, com a perda por redução ao valor recuperável reconhecida no resultado.

4.10. Almoxarifado

Os materiais em almoxarifado, classificados no Ativo Circulante, bem como aqueles destinados a investimentos, classificados no Ativo Não Circulante/Imobilizado, estão registrados ao custo médio de aquisição, deduzidos de provisão para perda, quando aplicável, e não excedem a seus custos de reposição ou valores de realização.

4.11. Instrumentos financeiros

4.11.1. Ativos Financeiros

Os ativos financeiros da Companhia estão classificados como ativos financeiros a valor justo por meio do resultado, empréstimos e recebíveis e investimentos mantidos até o vencimento.

Ativos financeiros são reconhecidos a valor justo acrescidos, no caso de ativos não designados a valor justo por meio do resultado, dos custos de transação que sejam diretamente atribuíveis à aquisição desse ativo financeiro.

Os ativos financeiros da Companhia incluem caixa e equivalentes de caixa, contas a receber de clientes, indenizações a receber do poder concedente, títulos e valores mobiliários, aplicações

financeiras, concessão de serviço público e outros créditos.

4.11.1.1. Mensuração subsequente dos ativos financeiros

A mensuração subsequente de ativos financeiros depende da sua classificação, que pode ser da seguinte forma:

• Ativos financeiros a valor justo por meio do resultado

Os ativos financeiros são classificados a valor justo por meio do resultado, quando são mantidos para negociação ou designados pelo valor justo por meio do resultado.

Ativos financeiros a valor justo por meio do resultado são apresentados no balanço patrimonial a valor justo, com os correspondentes ganhos ou perdas reconhecidos na demonstração do resultado.

• Recebíveis

Recebíveis são ativos financeiros não derivativos, com pagamentos fixos ou determináveis, não cotados em um mercado ativo. Após a mensuração inicial, esses ativos financeiros são contabilizados ao custo amortizado, utilizando o método de juros efetivos, menos perda por redução ao valor recuperável. O custo amortizado é calculado levando em consideração desconto na aquisição e taxas ou custos incorridos.

• Investimentos mantidos até o vencimento

Ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis e vencimentos fixos são classificados como mantidos até o vencimento quando a Companhia tiver manifestado intenção e capacidade financeira para mantê-los até o vencimento. Após a avaliação inicial, os investimentos mantidos até o vencimento são avaliados ao custo amortizado utilizando o método da taxa de juros efetiva, menos perdas por redução ao valor recuperável.

4.11.1.2. Desreconhecimento (baixa) dos ativos financeiros

Um ativo financeiro é baixado quando:

• Os direitos de receber fluxos de caixa do ativo expiram;

• A Companhia transfere os seus direitos de receber fluxos de caixa do ativo ou assume uma obrigação de pagar integralmente os fluxos de caixa recebidos a um terceiro, por força de um acordo de “repasse”; e (a) A Companhia transfere todos os riscos e benefícios do ativo, ou (b) A Companhia não transfere nem retém todos os riscos e benefícios relativos ao ativo, mas transfere o controle sobre o ativo.

4.11.2. Passivos Financeiros

Os passivos financeiros são classificados como financiamentos e empréstimos, passivos financeiros a valor justo por meio do resultado, e mantidos para negociação. A Companhia determina a classificação dos seus passivos financeiros no momento do seu reconhecimento inicial.

Passivos financeiros são inicialmente reconhecidos a valor justo e, no caso de financiamentos e empréstimos, são acrescidos do custo da transação diretamente relacionado.

Os passivos financeiros da Companhia incluem contas a pagar a fornecedores e financiamentos e empréstimos.

4.11.2.1. Mensuração subsequente dos passivos financeiros

A mensuração dos passivos financeiros depende da sua classificação, que pode ser da seguinte forma:

• Financiamentos e empréstimos

Após o reconhecimento inicial, financiamentos e empréstimos são mensurados pelo custo amortizado, sendo acrescidos de encargos, juros e variações monetárias e/ou cambiais nos termos contratuais, incorridos até a data do balanço.

4.11.2.2. Desreconhecimento (baixa) dos passivos financeiros

Um passivo financeiro é baixado quando a obrigação estiver revogada, cancelada ou expirada. Quando um passivo financeiro existente for substituído por outro do mesmo mutuante com termos substancialmente diferentes, ou os termos de um passivo existente forem significativamente alterados, essa substituição ou alteração é tratada como baixa do passivo original e reconhecimento de um novo passivo, sendo a diferença nos correspondentes valores contábeis reconhecida na demonstração do resultado.

4.11.3. Valor justo de instrumentos financeiros

O valor justo de instrumentos financeiros ativamente negociados em mercados financeiros organizados é determinado com base nos preços de compra cotados no mercado, no fechamento dos negócios na data do balanço, sem dedução dos custos de transação.

O valor justo de instrumentos financeiros para os quais não haja mercado ativo é determinado utilizando-se técnicas de avaliação. Essas técnicas podem incluir o uso de transações recentes de mercado, com isenção de interesses; referência ao valor justo corrente de outro instrumento similar; análise de fluxo de caixa descontado ou outros modelos de avaliação.

4.12. Demonstração do Valor Adicionado - DVA

Essa demonstração foi preparada seguindo as disposições do CPC 09 – Demonstração do Valor Adicionado e tem por finalidade evidenciar a riqueza criada pela Companhia e sua distribuição durante o exercício, e é apresentada, conforme requerido pela legislação societária brasileira, enquanto que para as IFRS representa informação financeira adicional.

4.13. Normas e interpretações novas e revisadas já emitidas e ainda não adotadas

Destacam-se a seguir as normas, emendas a normas e interpretações IFRS, emitidas pelo IASB, que ainda não entraram em vigor para o exercício encerrado em 31/12/2015. Aquelas que podem ser relevantes para a Companhia estão mencionadas abaixo. A Companhia não planeja adotar essas normas de forma antecipada.

Norma	Data de Entrada em Vigor	Comentários
IFRS 15 - Receita de Contratos com Clientes	A partir de 01/01/2018	Reconhecimento pela entidade do montande da receita refletindo a contraprestação que elas esperam receber em troca do controle desses bens e serviços.
IFRS 9 - Instrumentos financeiros - Classificação e mensuração	A partir de 01/01/2018	Substitui as orientações existentes na IAS 39, incluindo orientação revista sobre a classificação e mensuração de instrumentos financeiros e um novo modelo de perda esperada de crédito para o cálculo da redução ao valor recuperável de ativos financeiros, e novos requisitos sobre a contabilização de hedge. A norma mantém as orientações existentes sobre o reconhecimento e desreconhecimento de instrumentos financeiros da IAS 39.

Adicionalmente, não se espera que as seguintes novas normas ou modificações possam ter um impacto significativo nas demonstrações financeiras consolidadas da Companhia:

• IFRS 14 – Regulatory Deferral Accounts (Contas Regulatórias de Diferimento);

• Accounting for Aquisitions of Interests in Join Operations (Contabilização de Aquisições de Participações em Operações em Conjunto) (Alterações do CPC 19 / IFRS 11);

• Acceptable Methods of Depreciation and Amortisation (Métodos Aceitáveis de Depreciação e Amortização) (Alterações do CPC 27 / IAS 16 e CPC 04 / IAS 38);

• Sale of Contribution of Assets Between an Investor and its Associate or Joint Venture (Transferência ou Contribuição de Ativos entre um Investidor e sua Coligada ou Empreendimento controlado em conjunto) (Alterações do CPC 36 / IFRS 10 e CPC 18 / IAS 28);

• Melhorias anuais das IFRs de 2012-2014 – várias normas;

• Investiment Entities: Consolidation Exception (Entidades de Investimento: Exceção de Consolidação (Alterações do CPC 36 / IFRS 10, CPC 45 / IFRS 12 e CPC 18 / IAS 28);

• Disclosure Initiative (Iniciativa de Divulgação) (Alteração do CPC 26 / IAS 1).

O CPC ainda não emitiu pronunciamentos equivalentes à algumas IFRS acima citadas, mas existe expectativa de que o faça antes da data requerida de sua entrada em vigor. A adoção antecipada dos pronunciamentos IFRS está condicionada à aprovação prévia em ato normativo da Comissão de Valores Mobiliários.

4.14. Benefícios a empregados

4.14.1. Benefícios de curto prazo

Obrigações de benefícios de curto prazo a empregados são reconhecidas como despesas de pessoal conforme o serviço correspondente seja prestado. O passivo é reconhecido pelo montante do pagamento esperado caso o Grupo tenha uma obrigação legal ou construtiva presente de pagar esse montante em função de serviço passado prestado pelo empregado, e a obrigação possa ser estimada de maneira confiável.

4.14.2. Benefícios pós-emprego

a) Obrigações de aposentadoria

As obrigações por contribuições aos planos de contribuição definida são reconhecidas no resultado como despesas com pessoal quando os serviços relacionados são prestados pelos empregados. As contribuições pagas antecipadamente são reconhecidas como um ativo na extensão em que um ressarcimento de caixa ou uma redução em futuros pagamentos esteja disponível.

A obrigação líquida quanto aos planos de benefício definido é calculada individualmente para cada plano através da estimativa do valor do benefício futuro que os empregados receberão como retorno pelos serviços prestados no período atual e em períodos anteriores. Esse benefício é descontado para determinar o seu valor presente. Quaisquer custos de serviços passados não reconhecidos e os valores justos de quaisquer ativos do plano são deduzidos.

O cálculo da obrigação de plano de benefício definido é realizado anualmente por um atuário qualificado utilizando o método de crédito unitário projetado. Quando o cálculo resulta em um potencial ativo para a Companhia, o ativo a ser reconhecido é limitado ao 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 são levadas em consideração quaisquer exigências de custeio mínimas aplicáveis.

b) Outras obrigações pós-emprego

A Companhia subsidia parte dos prêmios decorrentes de uma apólice de seguro de vida para os empregados ativos. Os ex-empregados aposentados, que optaram por permanecer vinculados a essa apólice, pagam integralmente o prêmio que é estabelecido de forma coletiva para toda a massa de ativos e inativos. Todavia, dadas as características etárias das massas populacionais de ativos e inativos, o cálculo atuarial do prêmio segregado atribuível à massa inativa identifica a existência de um subsídio pós-emprego indireto pago pela Companhia. Essas obrigações são avaliadas, anualmente, por atuários independentes e os ganhos e perdas atuariais, decorrentes de ajustes com base na experiência e em mudanças de premissas atuariais, são debitados ou creditados diretamente no patrimônio liquido - outros resultados abrangentes, no período em que ocorrem.

4.15. Resultado por ação

O resultado por ação básico é calculado por meio do resultado do período atribuível aos detentores de ações ordinárias e preferenciais e na média ponderada de ações em circulação no respectivo período. O resultado por ação diluído é calculado por meio da quantidade das ações em circulação, ajustada pelos instrumentos potencialmente conversíveis em ações, com efeito diluidor nos períodos apresentados, nos termos do CPC 41 e da IAS 33.

4.16. Distribuição de dividendos

A política de reconhecimento contábil de dividendos está em consonância com as normas previstas nos CPC 25 (IAS 37) e ICPC 08(R1), as quais determinam que os dividendos propostos a serem pagos e que estejam fundamentados em obrigações estatutárias, devem ser registrados no passivo circulante.

O estatuto social da Companhia estabelece que, no mínimo, 25% do lucro líquido anual sejam distribuídos a título de dividendos.

Desse modo, no encerramento do exercício social e após as compensações de prejuízos acumulados e as devidas destinações legais, a Companhia registra provisão equivalente ao dividendo mínimo obrigatório, no passivo circulante, e os dividendos propostos excedentes ao mínimo obrigatório como dividendo adicional proposto, no patrimônio líquido.

Os dividendos não reclamados no prazo de três anos são revertidos para a Companhia, conforme previsão legal.

4.17. Demais Práticas Contábeis

a) Estimativas e julgamentos contábeis críticos

Na preparação das presentes Demonstrações Financeiras a Companhia adotou estimativas e premissas baseada na experiência e em outros fatores que entende como razoáveis e relevantes para a sua adequada apresentação. Ainda que essas estimativas e premissas sejam permanentemente monitoradas e revistas pela Companhia, a materialização sobre o valor contábil de ativos e passivos e de resultado das operações são incertos, por decorrer do uso de julgamento.

No que se refere às estimativas contábeis avaliadas como sendo as mais críticas, a Companhia forma seus julgamentos sobre eventos futuros, variáveis e premissas, como a seguir:

• Ativos e passivos fiscais diferidos - são calculados e reconhecidos utilizando-se as alíquotas aplicáveis às estimativas de lucro tributável para compensação nos anos em que essas diferenças temporárias e os prejuízos fiscais de imposto de renda e bases negativas de contribuição social acumulados deverão ser realizados.

Os prejuízos fiscais e base negativa não prescrevem e sua compensação fica restrita ao limite de 30% do lucro tributável gerado em determinado exercício fiscal. As estimativas de lucro tributável são baseadas no plano estratégico da Companhia, revisado periodicamente. Entretanto, o lucro tributável futuro pode ser maior ou menor que as estimativas consideradas quando da definição da necessidade de registrar ou não o montante do ativo fiscal diferido.

• Provisões - São reconhecidas quando um evento gera uma obrigação futura com probabilidade provável de saída de recursos e seu valor pode ser estimado com segurança. Desta forma, o valor constituído como provisão é a melhor estimativa de liquidação de uma provável obrigação na data das demonstrações financeiras, levando em consideração os riscos e incertezas relacionados.

As provisões são revisadas e ajustadas para levar em conta alterações nas circunstâncias, tais como prazo de prescrição aplicável ou exposições adicionais identificadas com base em novos assuntos ou decisões de tribunais. Os resultados reais podem diferir das estimativas.

• Contratos onerosos - obrigações presentes resultantes de contratos onerosos são reconhecidas e mensuradas como provisões. Um contrato oneroso existe quando os custos inevitáveis para satisfazer as obrigações do contrato excedem os benefícios econômicos que se esperam que sejam recebidos ao longo do mesmo contrato. A Companhia utiliza-se de premissas relacionadas aos custos e benefícios econômicos de cada contrato para a determinação da existência ou não de um contrato oneroso.

O montante relativo ao período de longo prazo estão reconhecidos a valor presente, com base em taxa de desconto pós impostos aprovados pela administração.

A estimativa crítica na determinação do montante de provisão para a venda futura do contrato é o PLD médio histórico aprovado pelo Sistema Eletrobras como premissa para o cálculo da provisão do contrato oneroso, exclusivamente para fins contábeis.

• Valor recuperável de ativos de longa duração – A Administração da Companhia adota variáveis e premissas em teste de determinação de recuperação de ativos de longa duração para determinação do valor recuperável de ativos e reconhecimento de impairment, quando

necessário. Nesta prática, são aplicados julgamentos baseados na experiência na gestão do ativo, conjunto de ativos ou unidade geradora de caixa, que podem eventualmente não se verificar no futuro, inclusive quanto à vida útil econômica estimada, que representa as práticas determinadas pela Aneel aplicáveis aos ativos vinculados à concessão do serviço público de energia elétrica, que podem variar em decorrência da análise periódica do prazo de vida útil econômica de bens, em vigor. Também impactam na determinação das variáveis e premissas utilizadas na determinação dos fluxos de caixa futuro descontados, para fins de reconhecimento do valor recuperável de ativos de longa duração, diversos eventos intrinsecamente incertos. Dentre esses eventos destacam-se a manutenção dos níveis de consumo de energia elétrica, a taxa de crescimento da atividade econômica do país, a disponibilidade de recursos hídricos, além daquelas inerentes ao fim dos prazos de concessão de serviços públicos de energia elétrica detidas pela Companhia, em especial quanto ao valor de sua reversão ao final do prazo de concessão. Neste ponto, foi adotada a premissa de indenização contratualmente prevista, quando aplicável, pelo menor entre o valor contábil residual existente no final do prazo das concessões de geração e transmissão de energia elétrica e o valor novo de reposição.

• Base de determinação de indenização pelo poder concedente sobre concessões de serviço público - A Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012, convertida na Lei nº 12.783/2013, em 11 de janeiro de 2013, definiu o valor novo de reposição (VNR) como a base de determinação de indenização pelo poder concedente sobre concessões de serviço público. A Companhia adota a premissa de que os bens são reversíveis no final dos contratos de concessão, com direito ao recebimento de indenização do Poder Concedente sobre os investimentos ainda não amortizados, pelo menor entre o valor residual contábil e o valor novo de reposição. Seguindo essa premissa, foram mantidos valores a receber do poder concedente relacionados a Rede Básica do Sistema Existente – RBSE e a investimentos realizados após o projeto básico das usinas, os quais ainda serão objeto de homologação pela Aneel.

• Obrigações atuariais - As obrigações atuariais são determinadas por cálculos atuariais elaborados por atuários independentes e os resultados reais futuros das estimativas contábeis utilizadas nestas Demonstrações Financeiras podem ser distintos, sob variáveis, premissas e condições diferentes daquelas existentes e utilizadas na época do julgamento.

• Vida útil dos bens do imobilizado – A Companhia utiliza os critérios definidos na resolução Aneel no 367, de 02 de junho de 2009, atualizada pela Resolução no 474 de 07/02/2012, na determinação da vida útil estimada dos bens do ativo imobilizado.

• Definição de controle e controle compartilhado na determinação das controladas, controladas em conjuntos e coligadas.

• Em 2014 foi deflagrada a chamada “Operação Lava Jato”, que investiga, segundo informações públicas, a existência de um suposto esquema de corrupção envolvendo empresas brasileiras responsáveis por obras de infraestrutura no Brasil. Em razão das notícias divulgadas na imprensa envolvendo empresas que prestam serviços para 2 (duas) sociedades de propósito específico (“SPEs”) - Norte Energia S.A. (UHE Belo Monte) e Energia Sustentável do Brasil S.A. (UHE Jirau), em março de 2015 a Holding Eletrobras criou comissões de correição, a fim de examinar os processos de contratação de empreiteiras pelas referidas SPEs. As comissões não encontraram indícios de dano à Companhia considerando o escopo e as limitações da investigação. No entanto, nos seus relatórios as comissões resguardam-se da possibilidade de, com o aprofundamento das investigações e do escopo, bem como com o uso de outras ferramentas não disponíveis para as comissões internas, se identificarem futuramente eventuais pontos para considerações, importando destacar que a investigação independente contratada, adiante mencionada, aprofundará esse exame. Conforme determinado pelo seu Conselho de Administração, em 11 de junho de 2015, a Eletrobras contratou o escritório de advocacia Hogan Lovells, para: (i) avaliar os controles internos da Eletrobras e das sociedades das quais participe; (ii) assessorar a Eletrobras em relação às investigações conduzidas pelas autoridades brasileiras; bem como, (iii) intermediar e conduzir as interações com o US Department of Justice (“DOJ”) e a Securities and Exchange Comission (“SEC”). Tal investigação independente é supervisionada por uma Comissão Independente para Gestão da Investigação, cuja criação foi aprovada pelo Conselho de Administração da Eletrobras em 31 de julho de 2015, com a finalidade de garantir a independência dos trabalhos desenvolvidos pelo escritório Hogan Lovells. Esta Comissão é composta pela Dra. Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxxx, ministra aposentada do Supremo Tribunal Federal, pelo Dr. Xxxxxx Xxxx Xxxxxxxx Xxxxxx, ex-diretor da Comissão de Valores Mobiliários, e pelo Dr. Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxx Xxxxxx representante dos acionistas minoritários. Na medida em que os citados trabalhos de investigação conduzidos pelo escritório Hogan Lovells evoluírem e, caso conduzam a achados e produzam comprovadas informações e

dados suficientes para que a Companhia avalie, de acordo com a legislação do Brasil e dos Estados Unidos da América, a eventual ocorrência de desconformidade com leis e regulamentos, será dado aos mesmos o tratamento legal e regulamentar pertinente. Atualmente, como as ações relacionadas à investigação ainda estão em andamento, não foi possível identificar e refletir nestas Demonstrações Financeiras eventuais impactos, se houver e quando comprovados, relacionados a este tema.

b) Caixa e equivalentes de caixa

Caixa e equivalentes de caixa incluem saldos de caixa, depósitos bancários à vista e as aplicações financeiras com liquidez imediata, ou seja, prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa e que estão sujeitas a um insignificante risco de mudança de valor.

c) Contas a receber de clientes

As contas a receber de clientes, são decorrentes da venda de energia, da disponibilização do sistema de transmissão, de serviços prestados, acréscimos moratórios e outros, até o encerramento do exercício, contabilizados com base no regime de competência e ajustados a valor presente.

A provisão para créditos de liquidação duvidosa é constituída em montante considerado suficiente pela Administração para cobrir eventuais perdas na realização dessas contas a receber.

d) Títulos e valores mobiliários

As aplicações financeiras em Letras do Tesouro Nacional – LTN e Notas do Tesouro Nacional - NTN, séries B e F, são mantidas para negociação em fundo de investimento exclusivo, conforme regulamentação em vigor. Os demais títulos e valores mobiliários, correspondentes a menor parte, estão relacionados a Títulos da Dívida Agrária – TDA e Notas do Tesouro Nacional – NTN, série P, com vencimentos definidos, para os quais a Companhia tem a intenção de manter até o vencimento. São registrados pelo custo de aquisição acrescido por juros e atualização monetária, com impactos no resultado e são ajustados ao valor provável de realização, quando aplicável.

e) Cauções e depósitos vinculados

As cauções e depósitos vinculados referem-se a garantias prestadas a instituições financeiras e em leilões de energia elétrica e depósitos judiciais vinculados a processos existentes nas esferas judicial e administrativa, estão registradas ao custo, acrescidos dos respectivos rendimentos auferidos até a data do balanço.

f) Ativos indexados

Os ativos indexados estão atualizados até a data do balanço, e os demais demonstrados ao custo, deduzidos de eventuais provisões para perdas.

g) Ativo financeiro – Concessões de serviço público

Refere-se a ativo financeiro a receber no âmbito das concessões de energia elétrica pela Receita Anual Permitida ou por indenização.

O Ativo financeiro - Receita Anual Permitida é o valor estimado de recebimento durante o prazo de concessão.

O Ativo financeiro indenizável refere-se à parcela estimada dos investimentos realizados e não amortizados até o final da concessão, classificada como um ativo financeiro por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro diretamente do Poder Concedente, decorrente da aplicação da Interpretação Técnica ICPC 01 (R1) – Contratos de Concessão (IFRIC 12) e da Orientação Técnica OCPC 05 – Contratos de Concessão. Esses ativos financeiros são remunerados por taxa interna de retorno calculada com base no fluxo de caixa projetado desses investimentos.

Os valores de indenização a receber do poder concedente, decorrente das instalações objeto de renovação serão recebidos reajustados pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, sendo: 50% à vista, paga 45 dias da data de assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão e 50%

em parcelas mensais, a serem pagas até o vencimento do contrato de concessão vigente na data de publicação da Portaria nº 580/2012, ambas acrescidas da remuneração pelo Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) de 5,59% real ao ano, a contar do primeiro dia do mês de assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão.

h) Ajuste a Valor Presente

Os ativos e passivos decorrentes de operações de longo prazo e as de curto prazo quanto o efeito é considerado relevante em relação às demonstrações financeiras, são ajustados a valor presente com base em taxas de desconto de mercado na data da transação.

i) Resultado

É apurado pelo regime de competência e considera a constituição e a realização dos créditos fiscais no exercício e a redução do imposto de renda com origem em incentivos fiscais Sudene, calculada com base no lucro da exploração (nota 39).

j) Receitas e despesas financeiras

As receitas e despesas financeiras são compostas principalmente de juros e variações monetárias decorrentes de aplicações financeiras, dos valores a receber - Lei nº 12.783/2013 e financiamentos e empréstimo, e são reconhecidas pelo regime de competência.

4.18. ASPECTOS ESPECÍFICOS DO SETOR ELÉTRICO

4.18.1 - Receita Anual Permitida – RAP

A Receita Anual Permitida - RAP definida no Contrato de Concessão do Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica refere-se ao valor autorizado pela Aneel, mediante resolução, a ser auferido pela Companhia pela disponibilização das instalações do seu Sistema de Transmissão. É composta pela parcela referente às instalações da Rede Básica mais as parcelas referentes às demais instalações de transmissão e conexões.

De acordo com o primeiro termo aditivo ao Contrato de Concessão nº 061/2001, a RAP desse contrato será reajustada pelo IPCA, em substituição ao IGP-M, e passará por revisões tarifárias a cada 5 anos, alterando a determinação anterior, vigente até a prorrogação da sua concessão, que previa revisões tarifárias a cada 4 anos.

Nas novas concessões, obtidas em Leilões Públicos de Transmissão, a receita corresponderá ao valor indicado nos lances, sendo fixa e reajustada anualmente pelo IPCA ao longo do período de concessão e está sujeita, também, a revisões tarifárias a cada cinco anos, durante os 30 anos de duração da concessão.

4.18.2. Receita Anual de Geração - RAG

Homologada pela Aneel, corresponde à receita pela disponibilização da garantia física, em regime de cotas, de energia e de potência de suas usinas, a ser paga em parcelas duodecimais e sujeita a ajustes por indisponibilidade ou desempenho de geração, excluído o montante necessário à cobertura das despesas com as contribuições sociais ao Programa de Integração Social e ao Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PIS/Pasep), e com a Contribuição Social para o Financiamento da Seguridade Social (Cofins).

4.18.3. Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica

Representam o saldo de valores e/ou bens recebidos da União Federal e de Consumidores em geral, em parceria com a Companhia.

4.18.4. Reserva Global de Reversão - RGR

Encargo criado pelo Decreto nº 41.019, de 26/02/1957, tendo a sua vigência estendida até 2035, por intermédio da Lei nº 12.431, de 24/06/2011. Refere-se a um valor anual estabelecido pela Aneel, pago mensalmente em duodécimos pelas concessionárias, com a finalidade de prover recursos para reversão e/ou encampação do Serviço Público de Energia Elétrica, como também para financiar a expansão e a melhoria desse serviço. Seu valor anual equivale a 2,5% dos investimentos

efetuados pela concessionária em ativos vinculados à prestação do serviço de energia elétrica e limitado a 3,0% da sua receita anual. Sua gestão é exercida pela Eletrobras. As concessões de Geração e Transmissão de energia elétrica prorrogada ou licitada nos termos da lei nº 12.783/2013, ficam desobrigadas, a partir de 1ª de janeiro de 2013, do recolhimento da cota anual da RGR.

4.18.5. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - Proinfa

Instituído pela Lei nº 10.438/2002, em seu art. 3º, alterado pelo art. 9º da Lei nº 10.762/2003, e pelo artigo 2º da Lei nº 10.889/2004, tem o objetivo de aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica, privilegiando empreendedores que não tenham vínculos societários com concessionárias de geração, transmissão, ou distribuição de energia elétrica, e visando, também, ao aumento da participação de agentes no Setor Elétrico.

4.18.6. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH

Criada pela Lei nº 7.990/1989, destina-se a compensar os municípios afetados pela perda de terras produtivas, ocasionada por inundação de áreas na construção de reservatórios de usinas hidrelétricas. Do montante arrecadado mensalmente a título de compensação financeira, 45% destinam-se aos Estados, 45% aos Municípios, 3% ao Ministério do Meio Ambiente, 3% ao Ministério de Minas e Energia e 4% ao Ministério da Ciência e Tecnologia. O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas hidrelétricas, de acordo com a seguinte fórmula: CFURH = TAR x GH x 6,75%, onde TAR refere-se à Tarifa Atualizada de Referência, estabelecida anualmente pela Aneel (em R$/MWh) e GH é o montante (em MWh) da geração mensal da usina hidrelétrica. Sua gestão está a cargo da Xxxxx. A partir da Lei nº 12.783/2013, a compensação financeira pela utilização de recursos hídricos relativa às usinas hidrelétricas que tiveram sua concessão prorrogada, passou a ser recolhida pela Companhia e arrecadada das distribuidoras por meio de seu faturamento.

4.18.7. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE

Criada pela Lei nº 10.438/2002, com a finalidade de prover recursos para: i) o desenvolvimento energético dos Estados; ii) a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral, nas áreas atendidas pelos sistemas elétricos interligados; iii) promover a universalização do serviço público de energia elétrica em todo o território nacional. Os recursos são provenientes: (i) dos pagamentos anuais realizados a título de Uso de Bem Público – UBP, estabelecidos nas concessões de geração; (ii) multas aplicadas pela Aneel; e (iii) dos pagamentos de cotas anuais por parte de todos os agentes que comercializam energia elétrica com o consumidor final no Sistema Interligado Nacional - SIN, com base nos valores da CCC dos sistemas interligados referentes ao ano de 2001, atualizados anualmente pelo crescimento do mercado e pelo IPCA. Sua gestão está a cargo do Ministério de Minas e Energia e da Eletrobras, a partir do exercício de 2013, como um dos instrumentos para viabilizar a redução na conta de energia, essa contribuição foi reduzida para 25% da taxa vigente.

4.18.8. Pesquisa e Desenvolvimento - P&D

Criado pela Lei nº 9.991/2000, o programa de P&D estabelece que as concessionárias e permissionárias do serviço público de geração e transmissão de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, 1% (um por cento) de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do Setor Elétrico. Os recursos são destinados ao Ministério da Ciência e Tecnologia, Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT, ao Ministério de Minas e Energia e aos agentes, a serem aplicados em projetos aprovados pela Aneel. Estão envolvidos com a sua gestão os Ministérios da Ciência e Tecnologia e de Minas e Energia, como também a Aneel e os próprios agentes.

4.18.9. Taxa de Fiscalização do Serviço Público de Energia Elétrica – TFSEE

Instituída pela Lei nº 9.427/1996, equivale a 0,5% do benefício econômico anual auferido pela concessionária, permissionária ou autorizada do Serviço Público de Energia Elétrica. Seu valor anual é estabelecido pela Aneel com a finalidade de constituir sua receita para a cobertura do custeio de suas atividades. Para os segmentos de geração e de transmissão (produtores independentes, autoprodutores, concessionários, permissionários) o valor é determinado no início de cada ano civil, e para os distribuidores, o cálculo se dá a cada data de aniversário da concessão. Os valores estabelecidos em resolução são pagos mensalmente em duodécimos, e sua gestão é exercida pela Aneel.

4.18.10. Encargo de Energia de Reserva - EER

Encargo cobrado de todos os usuários do Sistema Interligado Nacional - SIN, decorrente da comercialização da Energia de Reserva existente a partir do Decreto nº 6.353, de 16 de janeiro de 2008, com objetivo de elevar a segurança no fornecimento de energia elétrica do SIN. Em janeiro de 2009, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE passou a representar os agentes de consumo dessa energia e a responder pela centralização da relação contratual entre as partes (Contratos de Energia de Reserva - CER), pelo recolhimento do encargo e gestão da Conta de Energia de Reserva - CONER. O encargo é apurado de acordo com as Regras de Comercialização de Energia Elétrica, aprovadas por meio da Resolução Normativa da ANEEL nº 385/2009.

5 - PROCEDIMENTOS DE CONSOLIDAÇÃO

a) Combinações de negócios

Combinações de negócio são registradas utilizando o método de aquisição, isto é, quando o controle é transferido para a Companhia. A contraprestação de aquisição transferida é geralmente mensurada ao valor justo, assim como os ativos líquidos identificáveis adquiridos. Qualquer ágio que surja na transação é testado anualmente para perda por redução ao valor recuperável. Xxxxxx em uma compra vantajosa são reconhecidos imediatamente em resultado. Os custos da transação são registrados no resultado conforme incorridos, exceto os custos relacionados à emissão de instrumentos de dívida ou patrimônio.

A contraprestação transferida não inclui montantes referentes ao pagamento de relacionamentos pré-existentes. Esses montantes são geralmente reconhecidos no resultado do exercício.

Qualquer contraprestação contingente a pagar é mensurada pelo seu valor justo na data de aquisição. Se a contraprestação contingente é classificada como instrumento patrimonial, então não é remensurada e a liquidação é registrada dentro do patrimônio líquido. Para as demais, as alterações subsequentes no valor justo da contraprestação contingente são registradas no resultado do exercício.

b) Participação de não controladores

A Companhia mensura a participação de não-controladores na investida pela participação proporcional nos ativos líquidos.

c) Controladas

As Demonstrações Financeiras Consolidadas foram preparadas de acordo com as normas vigentes e incluem as da Chesf, das empresas do Complexo Eólico Pindaí I, Complexo Eólico Pindaí II, desde o exercício de 2014, e das empresas do Complexo Eólico Pindaí III e Extremoz Transmissora do Nordeste – ETN – S.A., em 2015. Para fins de consolidação e de equivalência patrimonial em suas investidas, foram utilizadas as participações acionárias conforme descritas no quadro 16.1.1.

Os Balanços Patrimoniais e as Demonstrações dos Resultados das investidas, utilizadas para a determinação do valor da equivalência patrimonial e consolidação, de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 18 (R2) (IAS 28), em seus itens 33 e 34, são levantadas na mesma data das demonstrações financeiras da investidora. Entretanto, ainda de acordo com os citados pronunciamentos, tornou-se necessária a utilização de demonstrações com defasagem de até 30 dias, acompanhadas de ajustes pertinentes, quando da ocorrência de efeitos de eventos e transações relevantes entre as datas das demonstrações não coincidentes. Desta forma, foram utilizadas as demonstrações financeiras das investidas para equivalência patrimonial e consolidação, quando aplicável, de 30 de novembro de 2015.

d) Investimentos em entidades contabilizados pelo método da equivalência patrimonial

Os investimentos da Companhia em entidades contabilizados pelo método da equivalência patrimonial compreendem suas participações em coligadas e empreendimentos controlados em conjunto (joint ventures).

As coligadas são aquelas entidades nas quais a Companhia, direta ou indiretamente, tenha influência significativa, mas não controle ou controle conjunto, sobre as políticas financeiras e operacionais. Uma entidade controlada em conjunto consiste em um acordo contratual através do qual a Companhia possui controle compartilhado, onde a Companhia tem direito aos ativos líquidos do acordo contratual, e não direito aos ativos e passivos específicos resultantes do acordo.

Os investimentos em coligadas e entidades controladas em conjunto são contabilizados por meio do método de equivalência patrimonial. Tais investimentos são reconhecidos inicialmente pelo custo, o qual inclui os gastos com a transação. Após o reconhecimento inicial, as demonstrações financeiras consolidadas incluem a participação da Companhia no lucro ou prejuízo do exercício e outros resultados abrangentes da investida até a data em que a influência significativa ou controle conjunto deixa de existir

e)Transações eliminadas na consolidação

Saldos e transações intragrupo, e quaisquer receitas ou despesas não realizadas derivadas de transações intragrupo, são eliminadas. Ganhos não realizados oriundos de transações com investidas registradas por equivalência patrimonial são eliminados contra o investimento na proporção da participação da Companhia na investida. Perdas não realizadas são eliminadas da mesma maneira como são eliminados os ganhos não realizados.

6 - CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA

Caixa e depósitos bancários Aplicações financeiras	Controladora		Consolidado
	31/12/2015	31/12/2014	31/12/2015	31/12/2014
	10.911 142.985	11.241 624.912	59.686 314.181	11.242 646.821
Total	153.896	636.153	373.867	658.063

Caixa e equivalentes de caixa incluem saldos de caixa, depósitos bancários à vista e as aplicações financeiras com liquidez imediata, ou seja, prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa e que estão sujeitos a um insignificante risco de mudança de valor.

A Companhia mantém suas aplicações financeiras de curto prazo, de liquidez imediata, em fundos exclusivos extramercado com carteira composta, em sua maioria, de títulos de emissão do Tesouro Nacional caracterizadas por operações compromissadas, que possuem garantia de recompra diária pelas instituições financeiras a uma taxa previamente estabelecida pelas partes. Adicionalmente, as aplicações financeiras de curto prazo também contemplam LTN, NTN e LFT com vencimentos em até 90 dias.

A composição das aplicações financeiras era a seguinte em 31 de dezembro de 2015 e 2014:

		Controladora		Consolidado
	Remuneração anual	31/12/2015	31/12/2014	31/12/2015	31/12/2014
Aplicação financeira
Banco do Brasil
BB Extramercado Exclusivo 8 FI RF	12,20%	14.316	94.574	14.316	94.574
LTN		14.316	43.018	14.316	43.018
NTN-F		-	414	-	414
Operações compromissadas		-	51.142	-	51.142
BBDTVM Extramercado - FAE 2	12,67%	-	314.238	147.069	336.147
XXX		-	000.000	-	000.000
XX XX 00	-	-	-	147.069	21.909
Caixa Econômica Federal
FI CX Extramercado III IRFM-1 RF	12,85%	73.261	140.162	73.261	140.162
LTN		73.261	86.562	73.261	86.562
Operações compromissadas		-	53.600	-	53.600
FI CX Extramercado IV IRFM RF LP	13,93%	55.408	75.938	55.408	75.938
LTN		50.973	37.983	50.973	37.983
Operações compromissadas		4.435	37.955	4.435	37.955
Giro	-	-	-	13.245	-
Poupança	-	-	-	10.686	-
CDB	-	-	-	196	-
Total		142.985	624.912	314.181	646.821

7 - TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS

Os Títulos e valores mobiliários possuem a seguinte composição:

Participações minoritárias Fundo Exclusivo - Letras Tesouro Nacional (LTN) Fundo Exclusivo - Notas do Tesouro Nacional (NTN) - B Fundo Exclusivo - Notas do Tesouro Nacional (NTN) - F Notas do Tesouro Nacional – NTN - P Títulos da dívida agrária – TDA	Controladora e Consolidado
	Vencimento	Remuneração	31/12/2015	31/12/2014
	- Após 90 dias Após 90 dias Após 90 dias 28/12/2015 Março/2015	JCP/Dividendos Pré Fixado IPCA Pré Fixado TR + 6% a.a. TR + 3% a.a.	25 308.388 170.947 3.421 - 5.090	20 544.006 118.321 16.168 372 4.423
Total Circulante	01/01/2030 Até março/2019	TR + 6% a.a. TR + 3% a.a.	487.871	683.310
Notas do Tesouro Nacional – NTN - P Títulos da dívida agrária – TDA			163 2.782	151 3.332
Total Não Circulante			2.945	3.483
Total			490.816	686.793

As ações ordinárias e preferenciais representam, principalmente, participações minoritárias em empresas do Setor de Telecomunicações, estão ajustadas ao provável valor de realização e registradas no Ativo Circulante.

As Notas do Tesouro Nacional – NTN - série P são provenientes da venda de títulos de ações representativos de participações minoritárias, depositados no Fundo Nacional de Desestatização - FND, no âmbito do Decreto nº 1.068/1994 classificadas como títulos mantidos até o vencimento.

Durante o exercício de 2015, as Notas do Tesouro Nacional - NTN - série P tiveram taxa efetiva média no valor de 7,33% a.a.

Os Títulos da Dívida Agrária – TDA são provenientes da ação desapropriatória da União Federal, por interesse social, para fins de reforma agrária, de propriedades rurais da Companhia, nos termos do Estatuto da Terra - Lei nº 4.504, de 30/11/1964, e estão classificados como títulos mantidos até o vencimento. Os títulos registrados no Ativo Não Circulante/Realizável a Longo Prazo possuem vencimentos até 2019. Durante o exercício de 2015, os Títulos da Dívida Agrária - TDA tiveram taxa efetiva média no valor de 7,33% a.a.

A Companhia mantém aplicações em ativos financeiros em fundos exclusivos extramercado com carteira composta substancialmente de títulos públicos federais (LTNs e NTNs, séries B e F), emitidos pelo Tesouro Nacional, junto ao Banco do Brasil Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários S.A. – BB-DTVM e à Caixa Econômica Federal, nos termos da legislação específica para empresas estatais emanada do Decreto-Lei nº 1.290, de 03/12/1973, e da Resolução nº 4.034, de 30/11/2011, do Banco Central do Brasil, que estabeleceu os mecanismos para as aplicações das empresas públicas e das sociedades de economia mista integrantes da Administração Federal Indireta, estando classificada como mantida para negociação e mensurada a valor justo por meio do resultado.

		Controladora e Consolidado
	Indexador	31/12/2015				31/12/2014
		Valor de Custo	Valor de Mercado	Marcação a Mercado	% Participação	Valor de Custo	Valor de Mercado	Marcação a Mercado	% Participação
Títulos públicos	Pré-fixado IPCA Pré-fixado	22.128 17.396 1.113 3.619	22.917 18.280 1.216 3.421	(789) (884) (103) 198		341.217 317.816 7.096 16.305	346.987 324.147 6.672 16.168	(5.770) (6.331) 424 137
Banco do Brasil BB Extramercado Exclusivo 8 FI RF LTN NTN-B NTN-F					100,00%				100,00%
Caixa Econômica Federal FI CX Extramercado III IRFM-1 RF LTN	Pré-fixado	185.803 185.803	185.753 185.753	50 50	100,00%	161.911 161.911	161.489 161.489	422 422	100,00%
FI CX Extramercado IV IRFM RF LP LTN NTN-B	Pré-fixado IPCA	274.431 104.376 170.055	274.086 104.355 169.731	345 21 324	100,00%	172.417 58.540 113.877	170.019 58.370 111.649	2.398 170 2.228	100,00%
Total		482.362	482.756	(394)		675.545	678.495	(2.950)

Nos exercícios de 2015 e 2014, os fundos tiveram as seguintes valorizações:

	Remuneração do exercício
	2015	2014
Banco do Brasil FAE2	12,67%	9,96%
Banco do Brasil Extram. Exclusivo 8	12,20%	11,57%
FI Caixa Extramercado IV	13,93%	11,54%
FI Caixa Extramercado III	12,85%	9,50%

8 - CLIENTES

Os créditos a receber de curto e longo prazos decorrentes de operações com energia elétrica e da disponibilização do sistema de transmissão apresentam o seguinte perfil:

	Controladora
		Vencidos			Total	Total
	A vencer	Até	Há mais	Total	31/12/2015	31/12/2014
		90 dias	de 90 dias
Circulante
Suprimento de energia	119.208	7.052	101.144	108.196	227.404	204.633
Fornecimento de energia	117.738	17.742	141.427	159.169	276.907	184.549
Disponibilização do Sistema de Transmissão	92.024	3.633	40.365	43.998	136.022	122.565
Conexão ao sistema de transmissão	9.223	504	3.757	4.261	13.484	32.145
Comercialização na CCEE	23.367	-	-	-	23.367	53.282
Parcelamento	6.049	2.479	35.958	38.437	44.486	34.469
(-) Provisão de ajuste a valor presente	(171)	-	-	-	(171)	(486)
(-)Provisão para crédito de liquidação duvidosa	-	(27.787)	(320.890)	(348.677)	(348.677)	(266.657)
Total Circulante	367.438	3.623	1.761	5.384	372.822	364.500
Não Circulante
Parcelamento (-) Provisão de ajuste a valor presente	5.592 (606)	- -	- -	- -	5.592 (606)	10.754 (2.150)
Total Não Circulante	4.986	-	-	-	4.986	8.604
Total	372.424	3.623	1.761	5.384	377.808	373.104

	Consolidado
		Vencidos			Total	Total
	A vencer	Até	Há mais	Total	31/12/2015	31/12/2014
		90 dias	de 90 dias
Circulante
Suprimento de energia	119.208	7.052	101.144	108.196	227.404	204.633
Fornecimento de energia	117.738	17.742	141.427	159.169	276.907	184.549
Disponibilização do Sistema de Transmissão	93.031	3.633	40.365	43.998	137.029	122.565
Conexão ao sistema de transmissão	13.773	504	3.757	4.261	18.034	32.145
Comercialização na CCEE	23.367	-	-	-	23.367	53.282
Parcelamento	6.049	2.479	35.958	38.437	44.486	34.469
(-) Provisão de ajuste a valor presente	(171)	-	-	-	(171)	(486)
(-)Provisão para crédito de liquidação duvidosa	-	(27.787)	(320.890)	(348.677)	(348.677)	(266.657)
Total Circulante	372.995	3.623	1.761	5.384	378.379	364.500
Não Circulante
Parcelamento (-) Provisão de ajuste a valor presente	5.592 (606)	- -	- -	- -	5.592 (606)	10.754 (2.150)
Total Não Circulante	4.986	-	-	-	4.986	8.604
Total	377.981	3.623	1.761	5.384	383.365	373.104

• PARCELAMENTO

Parte dos créditos a receber antes relacionados sofreu renegociação conforme a seguir:

	Controladora e Consolidado
	31/12/2015	31/12/2014
Ligas do Brasil S.A.	35.000	27.079
Celpa S.A.	10.323	15.486
Santana Têxtil	3.437	2.659
New Energy	1.318	-
	50.078	45.224
(-) Provisão para créditos de l iquidação duvidosa	(38.437)	(29.738)
(-) Provisão de ajuste a valor presente	(777)	(2.636)
Total	10.864	12.850
Circulante	5.878	4.246
Não Circulante	4.986	8.604

Os parcelamentos têm as seguintes características:

• Ligas do Brasil S.A. – Libra – Termo de Confissão de Dívida firmado entre Chesf e a Ligas do Brasil S.A. – Libra, datado de 01/09/2004, no montante de R$ 3.423 com pagamento em 36 parcelas mensais, vencíveis a partir de 25/09/2004, corrigidas pela Selic, mais juros de 1% a.m.. As parcelas vencidas desde novembro/2005, estavam em fase de cobrança judicial por meio do Processo nº 0126653-84.2009.8.17.0001, movido na Justiça Estadual de Pernambuco, na 24ª Vara Cível da Capital. Em razão do Acordo firmado entre a Chesf e a Libra, foi pedida a extinção do processo nº 0126653-84.2009.8.17.0001 que se operou em 05/05/2010. Contudo, tal transação referiu-se apenas às faturas de consumo de energia elétrica vincendas a partir de maio de 2010. Foi interposta, pela Chesf, nova Ação Ordinária de cobrança que tramita na 17ª vara cível da capital, tombada sob o nº 00282992-95.2010.8.17.0001, objetivando a recuperação de créditos relativos a faturas atrasadas.

A Companhia manteve no exercício o registro de provisão para créditos de liquidação duvidosa desses valores.

• Celpa S.A. - Plano de Recuperação Judicial, no valor de R$ 25.810, aprovado em 01/09/2012 pela Assembleia de Credores. Esse valor deverá ser pago pela Celpa em 60 (sessenta) parcelas mensais, iguais e sucessivas, sem incidência de juros e correção monetária. A Companhia mantém provisão de ajuste a valor presente deste contas a receber no valor de R$ 2.092.

• Santana Têxtil – Termos de Reconhecimento e Pagamento de Dívida nº 001/2012 no valor de R$ 4.055, pagável em 24 (vinte e quatro) parcelas; datado de 18/06/2012, com suas respectivas parcelas corrigidas pela SELIC mais juros de 1% a.m.. Foi emitida CE-PR-400/2013 de 11/11/2013, comunicando a rescisão contratual.

• New Energy - Termo de Reconhecimento e Pagamento de Dívida nº 001/2015 no valor de R$ 1.413, pagável em 14 (quartoze) parcelas; datado de 23/10/2015, com suas respectivas parcelas corrigidas pelo IGPM mais juros de 1% a.m..

A Companhia registrou no exercício provisão para créditos de liquidação duvidosa desses valores.

• PROVISÃO PARA CRÉDITOS DE LIQUIDAÇÃO DUVIDOSA

Saldos em 31/12/2014	Controladora e Consolidado
	(266.657)
Constituição	(86.681)
Reversão	1.866
Baixa	135
Transferência para outros créditos	2.660
Saldos em 31/12/2015	(348.677)

A Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - PCLD é reconhecida em valor considerado suficiente pela Administração para cobrir as prováveis perdas na realização das contas a receber, cuja recuperação é considerada improvável. Considera uma análise individual das contas a receber vencidas, de forma que se obtenha um julgamento adequado dos créditos considerados de difícil recebimento, baseando-se na experiência da Administração em relação às perdas efetivas, na existência de garantias reais, entre outros. Neste exercício, as principais variações ocorridas foram decorrentes de variação monetária, juros incorporados ao contas a receber de clientes e a inadimplência do período.

9 – VALORES A RECEBER – LEI Nº 12.783/2013

	Controladora e Consolidado
	31/12/2015	31/12/2014
Saldo Anterior	2.093.532	2.709.735
Valores Recebidos	(1.625.575)	(1.041.875)
Atualização do exercício	519.106	425.672
Remensuração de cálculo de atualização	(499.241)	-
Total	487.822	2.093.532
Circulante	-	1.605.710
Não-Circulante	487.822	487.822

Conforme facultado pelo art. 4º da Portaria nº 580/2012, a Companhia solicitou o recebimento da indenização de acordo com a seguinte alternativa: 50% à vista, paga 45 dias após a assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão e 50% em parcelas mensais, a serem pagas até o vencimento do contrato de concessão vigente na data de publicação da respectiva Portaria, ambas acrescidas da remuneração pelo Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) de 5,59% real ao ano, a contar do primeiro dia do mês de assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão.

Os valores a receber decorrente dessa indenização são reajustados pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA até a data do seu efetivo pagamento.

Em decorrência de remensuração do cálculo da atualização dos valores a receber da Lei nº 12.783/2013, a Companhia procedeu, no quarto trimestre de 2015, o registro no montante de R$ 589.702 no resultado, tendo como contrapartida R$ 499.241 no ativo circulante, e R$ 90.461 no passivo, mediante a constituição de valores a serem ressarcidos.

10 – TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS - ATIVO

10.1 - Tributos a recuperar

	Controladora		Consolidado
	31/12/2015	31/12/2014	31/12/2015	31/12/2014
Circulante
IRPJ/CSLL	164.716	59.241	168.865	59.263
IR Fonte	-	-	1.455	53
Finsocial	2.447	2.210	2.447	2.210
PIS/Pasep	1.735	2.379	1.799	2.380
Cofins	7.989	10.956	8.288	10.959
Outros	5.322	1.267	5.327	1.274
	182.209	76.053	188.180	76.139
Não Circulante
Finsocial	7.523	6.796	7.523	6.796
PIS/Pasep	16.946	15.886	16.946	15.886
Cofins	151.375	141.906	151.375	141.906
	175.844	164.588	175.844	164.588
Total	358.053	240.641	364.024	240.727

PIS/Pasep e Cofins – Inconstitucionalidade do alargamento da base de cálculo

O Supremo Tribunal Federal - STF declarou a inconstitucionalidade do parágrafo 1º do artigo 3º da Lei nº 9.718/1998, que ampliou a base de cálculo do Pis/Pasep e da Cofins e deu novo conceito ao faturamento que passou a abranger todas as receitas auferidas pela pessoa jurídica independentemente do tipo de atividade exercida e a classificação contábil adotada. Tal dispositivo não possuía previsão constitucional que o amparasse, tendo sido objeto de emenda constitucional posterior.

A referida decisão somente beneficiou as empresas autoras dos recursos extraordinários julgados. Com base no Código Tributário Nacional - CTN, a Companhia ingressou, em 09 de junho de 2005, com requerimento administrativo na Secretaria da Receita Federal do Brasil com o fim de obter o reconhecimento do direito e a restituição dos valores pagos a maior em decorrência da declaração de inconstitucionalidade da ampliação da base de cálculo dessas contribuições, pelo STF.

Com o indeferimento do citado recurso pela Secretaria da Receita Federal do Brasil, a Companhia ingressou com ações judiciais ordinárias, em julho de 2006, para a recuperação desses créditos de Pis/Pasep e da Cofins tendo obtido julgamento favorável.

No entanto, o Supremo Tribunal Federal (STF), ao analisar a constitucionalidade da aplicação da Lei Complementar nº 118/2005 (RE 566.621/RS), concluiu que o prazo prescricional de 10 (dez) anos incide apenas sobre os processos ajuizados ou requerimentos administrativos apresentados até 08 de junho de 2005. Tendo em vista esse entendimento da Suprema Corte, a União Federal (Fazenda Nacional) impugnou a liquidação da condenação (apuração dos valores) e também ajuizou ação rescisória perante o Tribunal Regional Federal da 5ª Região, visando desconstituir parcialmente a decisão favorável à Companhia, o que representaria uma redução dos valores devidos. A ação rescisória foi julgada procedente para desconstituir a sentença. Foram interpostos embargos de declaração, que não foram providos, com o que a Chesf interpôs recurso especial, uma vez que a matériaa constitucional suscitada pela Chesf na rescisória não havia sido apreciada pelo TRF5. O STJ deu provimento ao recurso da Chesf, anulando o julgamento proferido nos embargos de declaração à rescisória e determinando ao TRF5 que profira outro julgamento. Desde 24-11-2015 o processo se encontra com o relator no TRF5.

Em virtude do posicionamento firmado pelo Supremo Tribunal Federal – STF é provável que os recursos pendentes de julgamento retornem aos órgãos de origem para adequação à orientação da Corte Constitucional.

Consubstanciado na opinião dos seus consultores jurídicos sobre a ação judicial referente à COFINS, com sentença já transitada em julgado, no Comunicado Técnico nº 05/2009 do Ibracon e na Deliberação CVM nº 594/2009, a Companhia mantém registrado contabilmente no grupo de impostos e contribuições a recuperar, o montante estimado de crédito ao valor provável de realização (valor original corrigido), correspondente a R$ 151.375, os quais serão futuramente compensados com tributos federais devidos pela Companhia.

Em relação ao Pis/Pasep, a ação judicial também teve sua sentença transitada em julgado e atualmente encontra-se em fase de liquidação de valores, com crédito fiscal estimado relativo ao período de agosto de 2001 a novembro de 2002, que, atualizado até o final deste exercício, corresponde a R$ 16.946, registrado contabilmente no grupo de impostos e contribuições a recuperar de acordo com o comunicado técnico do Ibracon e com a deliberação da CVM citados anteriormente.

REGIME TRIBUTÁRIO DE TRANSIÇÃO - RTT

No dia 14 de maio de 2014, a Medida Provisória (MP) nº 627, veio a ser convertida na atual Lei nº 12.973/2014 a qual revoga o Regime Tributário de Transição (RTT) e traz outras providências, dentre elas: (i) alterações no Decreto-Lei nº 1.598/1977 que trata do imposto de renda das pessoas jurídicas, bem como altera a legislação pertinente à contribuição social sobre o lucro líquido; (ii) definição do tratamento específico sobre tributação de lucros ou dividendos; (iii) inclui disposições sobre o cálculo de juros sobre capital próprio; e inclui considerações sobre investimentos avaliados pelo método de equivalência patrimonial.

As disposições previstas na Lei nº 12.973/2014 tiveram sua vigência a partir de 1° de Janeiro de 2015, cujos efeitos estão refletidos nessas demonstrações financeiras em 31/12/2015.

11 – CAUÇÕES E DEPÓSITOS VINCULADOS

a) Composição

Circulante Cauções e outros depósitos vinculados	Controladora	Consolidado	Controladora e Consolidado
	31/12/2015	31/12/2015	31/12/2014
	10.982	11.010	10.982
	10.982	11.010	10.982
Não Circulante Depósitos vinculados a litígios Cauções e outros depósitos vinculados	909.862 113.175	909.862 113.175	575.757 66.138
	1.023.037	1.023.037	641.895
Total	1.034.019	1.034.047	652.877

b) Depósitos vinculados a litígios

	Controladora e Consolidado
	31/12/2015	31/12/2014
Trabalhistas	186.492	161.160
Cíveis	624.697	337.753
Fiscais	98.673	76.844
Total	909.862	575.757

Referem-se a valores vinculados a processos existentes nas esferas judicial e administrativa. Do montante registrado em 31/12/2015, R$ 783.960 (R$ 472.474, em 31/12/2014) estão diretamente relacionados às provisões relativas a processos trabalhistas, cíveis e fiscais, com risco de perda provável, demonstrados na nota 29, sendo a variação no período motivada, em grande parte, pelo bloqueio judicial de aplicações financeiras da Companhia, no âmbito do processo do Fator K.

O valor referente à atualização monetária, registrado no exercício de 2015 como receita financeira é de R$ 25.673 (R$ 36.138 em 2014).

c) Cauções e outros depósitos vinculados

	Controladora	Consolidado	Controladora e Consolidado
	31/12/2015	31/12/2015	31/12/2014
Circulante
Cauções referentes a leilões de energia elétrica	10.980	10.980	10.980
Outros	2	30	2
	10.982	11.010	10.982
Não Circulante
Caução contratual BB	30.150	30.150	30.150
Caução contratual CEF	40.000	40.000	-
Carta de crédito BNB	41.943	41.943	34.906
Garantia contratual BNB	1.082	1.082	1.082
	113.175	113.175	66.138
Total	124.157	124.185	77.120

A caução contratual CEF foi constituída para garantir carta-fiança emitida pelo Banco Safra contra a Energia Sustentável do Brasil S.A. A natureza e finalidade das demais cauções/garantias estão demonstradas na nota 24.

12 – ALMOXARIFADO

Matéria-prima para a produção de energia elétrica	Controladora e Consolidado
	31/12/2015	31/12/2014
	276	2.367
Material
Almoxarifado	64.524	62.748
Destinado a alienação	11.669	21.297
Outros	6.643	2.525
	82.836	86.570
Adiantamentos a fornecedores	366	445
Total	83.478	89.382

13 – SERVIÇOS EM CURSO

Circulante Pessoal Material Serviços de terceiros Pesquisa e desenvolvimento Outros	Controladora e Consolidado
	31/12/2015	31/12/2014
	46.135 9.363 100.164 1.738 5.137	35.633 9.126 92.251 2.226 5.141
	162.537	144.377
Não Circulante Outros	75.000	75.000
	75.000	75.000
Total	237.537	219.377

Os serviços em curso estão relacionados aos gastos com pessoal, material, serviços, dentre outros, que serão utilizados para apuração de custos referentes aos serviços executados para terceiros ou para a própria Companhia, bem como os valores relativos aos gastos com pesquisa e desenvolvimento, gastos reembolsáveis, a exemplo de estudos e projeto que serão objetos de leilão, que quando de sua conclusão poderão em função de seu desfecho, serem classificados como contas a receber, imobilizado, intangível ou resultado.

O valor do não circulante refere-se ao aporte realizado pela Companhia, em consonância às obrigações legais, para execução de Projeto de P&D-ANEEL, denominado Pesquisas e Desenvolvimento de Tecnologias para Linhas de Transmissão em Ultra-Alta Tensão, com prazo de duração previsto de 60 meses.

14 – ATIVO FINANCEIRO - CONCESSÕES DE SERVIÇO PÚBLICO

A Companhia possui contratos de concessão nos segmentos de geração e transmissão de energia elétrica, firmados com o Poder Concedente - Governo Federal representado pela Aneel - sendo todos os contratos, por segmento, bastante similares em termos de direitos e obrigações do concessionário e do Poder Concedente.

A tarifação da transmissão é controlada pela Aneel, reajustada anualmente e revisada a cada período de cinco anos, tendo como base a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato, considerando tanto os investimentos efetuados pela Companhia como sua estrutura de custos e despesas. A cobrança dos serviços é feita diretamente aos usuários das linhas de transmissão, pelo faturamento da Receita Anual Permitida – RAP ajustada mensalmente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS via avisos de créditos.

A geração de energia elétrica tem sua receita e sistema de arrecadação na modalidade preço para as usinas que não tiveram a sua concessão prorrogada e tarifação para as demais usinas, e a comercialização de energia elétrica se dá por meio de contratos firmados com as concessionárias de distribuição, dos contratos de reserva de potência e fornecimento de energia elétrica, firmados com consumidores industriais diretamente atendidos pela Companhia, de contratos oriundos de leilões de energia elétrica, realizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, e de leilões de compra e venda de energia elétrica, realizados por comercializadores ou consumidores livres. As eventuais diferenças entre as energias geradas e vendidas na forma dos contratos descritos, são comercializadas no mercado de curto prazo, no âmbito da CCEE.

Os prazos e outras informações sobre as concessões estão descritas na nota 2.

A ICPC 01(R1) (IFRIC 12) e a OCPC 05 orientam os concessionários sobre a forma de contabilização de concessões de serviços públicos e define os princípios gerais de reconhecimento e mensuração dos direitos e obrigações relacionados aos contratos de concessão desses serviços.

A ICPC 01(R1) (IFRIC 12) aplica-se aos contratos de concessão público-privados nos quais o Poder Concedente:

• Controla ou regula o tipo de serviços que podem ser fornecidos com recurso às infraestruturas subjacentes;

• Controla ou regula o preço ao qual os serviços são fornecidos;

• Controla/detém interesse significativo na infraestrutura no final da concessão.

Nos termos da ICPC 01(R1) (IFRIC 12) uma concessão público-privada deve apresentar as seguintes características:

• Existe uma infraestrutura subjacente à concessão, a qual é utilizada para prestar serviços;

• Existe um acordo/contrato entre o concedente e o operador;

• O operador presta um conjunto de serviços durante a concessão;

• O operador recebe uma remuneração ao longo de todo o contrato de concessão, diretamente do concedente, dos utilizadores das infraestruturas, ou de ambos;

• As infraestruturas são transferidas para o concedente no final da concessão, de forma gratuita ou onerosa.

Tanto no negócio de Transmissão de energia elétrica quanto no negócio de Geração, relacionado às usinas que tiveram suas concessões prorrogadas, a ICPC 01(R1) (IFRIC 12) é aplicável com a utilização do Modelo Financeiro.

Em decorrência da adoção dessas normas e resultante do contrato de concessão do serviço público de energia elétrica, que lhe dá o direito de cobrar pelo uso da infraestrutura da concessão, a Companhia reconheceu um Ativo Financeiro correspondente à remuneração pelo uso da infraestrutura e um Ativo Financeiro indenizável correspondente ao valor devido pelo Poder Concedente.

A Companhia possuía, em 31 de dezembro de 2015, R$ 1.798.054 como contas a receber do Poder Concedente, após os efeitos da Lei nº 12.783/2013, referente ao montante esperado de recebimento ao final das concessões (R$ 1.641.218, em 31/12/2014). Os valores dos ativos financeiros a serem recebidos durante a concessão, Ativo financeiro – RAP, R$ 3.495.420 em 31 de dezembro de 2015 (R$ 2.925.624, em 31/12/2014), foram reconhecidos pela diferença entre o valor justo dos Ativos Financeiros – concessão do serviço público e o Ativo financeiro – indenizável, sendo que este representa o menor entre o valor residual contábil e o valor novo de reposição, dos ativos construídos ou adquiridos para fins de prestação dos serviços de concessão no término do contrato.

O valor justo do ativo financeiro é apurado por meio do fluxo de caixa dos contratos, que contemplam as entradas de caixa previstas através da Receita Anual Permitida – RAP, deduzida da parcela correspondente a remuneração dos custos com operação e manutenção dos ativos, além da indenização prevista ao término do contrato de concessão, ajustado pela correspondente taxa interna de retorno.

Com o advento da Lei nº 12.783/2013, parte das instalações de transmissão prorrogadas foram indenizadas, restando as instalações relativas a Rede Básica do Serviço Existente – RBSE, cuja indenização foi mensurada pelo menor valor entre o valor residual contábil e o valor novo de reposição e estão apresentadas no item ativo financeiro indenizável. Esses valores estão previstos para serem recebidos dentro do prazo remanescente da concessão.

14.1 – Movimentação do Ativo Financeiro

Em 2015, esses ativos financeiros tiveram a seguinte movimentação:

Transmissão Ativo financeiro indenizável Ativo financeiro – RAP (-) Impairment da transmissão Geração Ativo financeiro indenizável (-) Impairment da geração	Controladora
	Saldo em 31/12/2014	Movimentação				Saldo em 31/12/2015
		Ingressos	Atualização	Amortização	Impairment
	1.482.870 2.925.624 (961.522) 158.348 (24.827)	105.882 638.313 - 50.954 -	- 22.398 - - -	- (90.915) - - -	- - (358.532) - 24.827	1.588.752 3.495.420 (1.320.054) 209.302 -
Total	3.580.493	795.149	22.398	(90.915)	(333.705)	3.973.420
Circulante Não Circulante	77.833 3.502.660					77.514 3.895.906

Transmissão Ativo financeiro indenizável Ativo financeiro – RAP (-) Impairment da transmissão Geração Ativo financeiro indenizável (-) Impairment da geração	Consolidado
	Saldo em 31/12/2014	Movimentação				Saldo em 31/12/2015
		Ingressos	Atualização	Amortização	Impairment
	1.482.870 2.925.624 (961.522) 158.348 (24.827)	278.272 1.115.941 - 50.954 -	18.853 60.773 - - -	(10.265) (111.812) - - -	- - (372.305) - 24.827	1.769.730 3.990.526 (1.333.827) 209.302 -
Total	3.580.493	1.445.167	79.626	(122.077)	(347.478)	4.635.731
Circulante Não Circulante	77.833 3.502.660					114.207 4.521.524

	Controladora	Controladora e Consolidado
	Saldo em 31/12/2013	Movimentação					Saldo em 31/12/2014
		Ingressos	Atualização	Provisão	Amortização	Impairment
Transmissão	1.404.847 2.130.474 (638.206) (177.208)	78.023 874.853 - -	- - - -	- - - 177.208	- (79.703) - -	- - (323.316) -	1.482.870 2.925.624 (961.522) -
Ativo financeiro indenizável Ativo financeiro – RAP (-) Impairment da transmissão (-) Provisão
Geração Ativo financeiro indenizável	69.707	88.641	-	-	-	-	158.348
(-) Impairment da transmissão	-	-	-	-	-	(24.827)	(24.827)
(-) Provisão	(69.707)	-	-	69.707	-	-	-
Total	2.719.907	1.041.517	-	246.915	(79.703)	(348.143)	3.580.493
Circulante	74.448						77.833
Não Circulante	2.645.459						3.502.660

14.2 – Teste de Recuperabilidade de ativos – Impairment (controladora)

Neste exercício, a Companhia realizou teste de impairment, para suas unidades geradoras de caixa, utilizando o critério do fluxo de caixa descontado a uma taxa de 7,50% (8,62% para o período de fruição de benefício fiscal) para o segmento de geração não renovado, e 7,00% (8,06% para o período de fruição de benefício fiscal) para o segmento de geração renovado e de transmissão. A partir deste teste a Companhia reconheceu no seu resultado uma provisão líquida de uma reversão de R$ 24.827 para perda relativa ao valor não recuperável dos ativos, no montante de R$ 333.705 (R$ 348.143, em 2014).

UGC - Impairment	Ano do fim da concessão	Ativo Financeiro (na data do teste)	Taxa de Desconto	Impairment reconhecido em 2014	Impairment reconhecido em 2015
Geração UHE Xxxx Xxxxxxx	2042	30.603	7,00%	(24.827)	24.827
Transmissão Contrato nº 061/2001 Demais contratos de transmissão	2042 Até 2042	30.603	7,00% 7,00%	(24.827)	24.827
		1.361 2.536		- (323.316)	(174.389) (184.143)
		3.897		(323.316)	(358.532)
Total		34.500		(348.143)	(333.705)

15 – Dividendos a receber

Correspondem aos dividendos a receber das SPEs conforme quadro abaixo:

	Controladora e Consolidado
Circulante	31/12/2015	31/12/2014
Interligação Elétrica do Madeira S.A.	13.575	7.257
Interligação Elétrica Garanhuns S.A.	5.780	-
Energética Águas da Pedra S.A.	2.181	1.124
Integração Transmissora de Energia S.A.	1.209	-
Pedra Branca S.A.	542	-
Vamcruz I Participações S.A.	523	-
Sete Gameleiras S.A.	437	-
São Pedro do Lago S.A.	371	258
Manaus Transmissora de Energia S.A.	50	-
Manaus Construtora Ltda.	9.178	12.350
Total	33.846	20.989

16 – Fachesf Saúde Mais

Circulante Fachesf Saúde Mais Não Circulante Fachesf Saúde Mais	Controladora e Consolidado
	31/12/2015	31/12/2014
	42.095 92.265	34.657 104.288
Total	134.360	138.945

Corresponde a adiantamentos para cobertura dos gastos referentes ao plano de saúde disponibilizado aos empregados participantes do Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário - PIDV, conforme nota 26. Conforme convênio, ao término do plano os valores por ventura não utilizados serão devolvidos a Companhia.

17 – Adiantamentos a controladas em conjunto (AFAC)

Corresponde a adiantamentos para futuro aumento de capital nas seguintes SPEs:

	Controladora	Consolidado	Controladora e Consolidado
Não Circulante	31/12/2015	31/12/2015	31/12/2014
Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A.	590.189	-	453.761
TDG - Transmissora Delmiro Gouveia S.A.	101.000	101.000	101.000
Xxxxxx Xxxxxxxxxxxx xx Xxxxxxx X.X.	-	-	00.000
Interligação Elétrica Garanhuns S.A.	-	-	20.629
Cia. Energética SINOP S.A.	36.750	36.750	-
Serra das Vacas Holding S.A.	25.005	25.005	-
ESBR Participações S.A.	105.200	105.200	-
Vamcruz I Participações S.A.	66.892	66.892	-
Chapada Piauí I Holding S.A.	14.040	14.040	-
Total	939.076	348.887	590.015

17.1 – Extremoz Transmissora do Nordeste – ETN S.A.

Em 10 de junho de 2011, o consórcio Extremoz, constituído por CTEEP (51%) e Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Chesf (49%), arrematou, em sessão pública realizada na BM&FBovespa, o lote A do leilão ANEEL nº 001/2011, composto pelas LT Ceará-Mirim - João Câmara II, em 500 kV com 64 km; LT Ceará-Mirim - Campina Grande III, em 500 kV com 201 km; LT Ceará-Mirim - Extremoz II, em 230 kV com 26 km; LT Campina Grande III - Campina Grande II, com 8,5 km; SE João Câmara II 500 kV, SE Campina Grande III 500/230 kV e SE Ceará-Mirim 500/230 kV. Em 07 de julho do mesmo ano foi constituída a Extremoz Transmissora do Nordeste – ETN S.A., observando as mesmas participações, com o objetivo de explorar o serviço concedido.

Este projeto tem investimento estimado em R$ 560,0 milhões e RAP de R$ 31,9 milhões, (base junho de 2011).

Ainda em 2011 a CTEEP manifestou sua intenção de retirar-se do consórcio, comprometendo-se a permanecer na composição societária até a conclusão de todos os trâmites junto a Xxxxx, que foi aceita pela Companhia.

Nesse sentido, a Chesf passou a realizar Adiantamentos para Futuro Aumento de Capital – AFACs na investida, de forma a honrar os compromissos assumidos e necessários à viabilização do empreendimento, até que a saída da acionista CTEEP seja aprovada pelos órgãos reguladores de controle e demais instâncias cabíveis e a Chesf assuma a totalidade das ações da SPE.

Os trâmites necessários para a efetiva retirada da CTEEP da sociedade foram concluídos junto a Xxxxx. No 4º trimestre de 2015 a aprovação do Conselho Administrativo de Defesa Econômica – CADE, culminou na assunção de todos os riscos e benefícios do empreendimento pela Chesf.

18 - OUTROS ATIVOS

	Controladora		Consolidado
	31/12/2015	31/12/2014	31/12/2015	31/12/2014
Circulante
Adiantamentos a empregados	45.804	30.391	45.807	30.394
Financiamentos a terceiros	3.214	3.337	3.214	3.337
Alienações em curso	21.820	17.104	21.820	17.104
Desativações em curso	9	256	9	256
Prêmios de seguros	4.246	4.521	4.423	4.521
Gastos reembolsáveis	11.477	11.672	11.477	11.672
Alienações de bens e direitos	14.837	14.933	14.837	14.933
Adiantamentos a fornecedores	18.271	16.621	18.295	117.004
Adiantamentos à Eletropar	-	5.279	-	5.279
Serviços prestados a terceiros	9.389	9.268	9.389	9.268
Contas a receber - Eletropar	3.655	-	3.655	-
Outras provisões operacionais	(14.092)	(14.092)	(14.092)	(14.092)
Outros	35.846	25.796	36.451	25.796
	154.476	125.086	155.285	225.472
Não Circulante
Adiantamentos à Eletropar	-	1.456	-	1.456
FGTS - Conta-Empresa	4.552	4.347	4.552	4.347
Bens destinados a alienação	10.542	12.479	10.542	12.479
Financiamentos a terceiros	795	4.003	795	4.003
Reserva Global de Reversão	10.623	3.776	10.623	3.776
Contas a receber - Eletropar	958	-	958	-
Outros	15	12	15	664
	27.485	26.073	27.485	26.725
Total	181.961	151.159	182.770	252.197

19 - INVESTIMENTOS

19.1 - Composição:

	Controladora		Consolidado
	31/12/2015	31/12/2014	31/12/2015	31/12/2014
Participações societárias permanentes
Controladas	598.935	120.656	-	-
Controladas em conjunto	4.351.282	3.887.444	4.351.282	3.887.444
Coligadas	103.307	89.580	103.307	89.580
Outras participações	529	523	529	523
Total participações societárias	5.054.053	4.098.203	4.455.118	3.977.547
Outros investimentos
Bens e direitos para uso futuro	2.212	2.217	2.212	2.217
Outros	1.091	1.096	1.091	1.096
Total outros investimentos	3.303	3.313	3.303	3.313
Total	5.057.356	4.101.516	4.458.421	3.980.860

19.1.1 – Participação direta

Empresas	31/12/2015	31/12/2014
Controladas
Complexo Eólico Pindaí I
- Acauã Energia S.A.	99,93%	99,93%
- Angical 2 Energia S.A.	99,96%	99,96%
- Arapapá Energia S.A.	99,90%	99,90%
- Caititu 2 Energia S.A.	99,96%	99,96%
- Caititu 3 Energia S.A.	99,96%	99,96%
- Carcará Energia S.A.	99,96%	99,96%
- Corrupião 3 Energia S.A.	99,96%	99,96%
- Teiú 2 Energia S.A.	99,95%	99,95%
Complexo Eólico Pindaí II
- Coqueirinho 2 Energia S.A.	99,98%	99,98%
- Papagaio Energia S.A.	99,96%	99,96%
Complexo Eólico Pindaí III
. Tamanduá Mirim 2 Energia S.A.	83,01%	49,00%
Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A.	100,00%	49,00%
Controladas em conjunto
STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A.	49,00%	49,00%
Integração Transmissora de Energia S.A.	12,00%	12,00%
Interligação Elétrica do Madeira S.A.	24,50%	24,50%
ESBR Participações S.A.	20,00%	20,00%
Manaus Transmissora de Energia S.A.	19,50%	19,50%
Manaus Construtora Ltda.	19,50%	19,50%
TDG - Transmissora Delmiro Gouveia S.A.	49,00%	49,00%
Norte Energia S.A.	15,00%	15,00%
Complexo Eólico Sento Sé I
· Pedra Branca S.A.	49,00%	49,00%
· São Pedro do Lago S.A.	49,00%	49,00%
· Sete Gameleiras S.A.	49,00%	49,00%
Complexo Eólico Sento Sé II
· Baraúnas I Energética S.A.	49,00%	49,00%
· Mussambê Energética S.A.	49,00%	49,00%
· Morro Branco I Energética S.A.	49,00%	49,00%
Complexo Eólico Sento Sé III
· Baraúnas II Energética S.A.	49,00%	49,00%
. Banda de Couro Energética S.A.	49,00%	49,00%
Interligação Elétrica Garanhuns S.A.	49,00%	49,00%
Vamcruz I Participações S.A.	49,00%	-
Complexo Eólico VamCruz
· Usina Energia Eólica Junco I S.A.	-	49,00%
· Usina Energia Eólica Junco II S.A.	-	49,00%
· Usina Energia Eólica Caiçara I S.A.	-	49,00%
· Usina Energia Eólica Caiçara II S.A.	-	49,00%
Chapada do Piauí I Holding S.A.	49,00%	-
Complexo Eólico Chapada do Piauí I
. Ventos de Santa Joana IX Energias Renováveis S.A.	-	49,00%
. Ventos de Santa Joana X Energias Renováveis S.A.	-	49,00%
. Ventos de Santa Joana XI Energias Renováveis S.A.	-	49,00%
. Ventos de Santa Joana XII Energias Renováveis S.A.	-	49,00%
. Ventos de Santa Joana XIII Energias Renováveis S.A.	-	49,00%
. Ventos de Santa Joana XV Energias Renováveis S.A.	-	49,00%
. Ventos de Santa Joana XVI Energias Renováveis S.A.	-	49,00%
Chapada do Piauí II Holding S.A.	49,00%	-
Complexo Eólico Chapada do Piauí II
. Ventos de Santa Joana I Energias Renováveis S.A.	49,00%	49,00%
. Ventos de Santa Joana III Energias Renováveis S.A.	49,00%	49,00%
. Ventos de Santa Joana IV Energias Renováveis S.A.	49,00%	49,00%
. Ventos de Santa Joana V Energias Renováveis S.A.	49,00%	49,00%
. Ventos de Santa Joana VII Energias Renováveis S.A.	49,00%	49,00%
. Ventos Santo Augusto IV Energias Renováveis S.A.	49,00%	49,00%
Eólica Serra das Vacas Holding S.A.
Complexo Eólico Serra das Vacas	49,00%	-
. Eólica Serra das Vacas I S.A.	-	49,00%
. Eólica Serra das Vacas II S.A.	-	49,00%
. Eólica Serra das Vacas III S.A.	-	49,00%
. Eólica Serra das Vacas IV S.A.	-	49,00%
Companhia Energética SINOP S.A.	24,50%	24,50%
Coligada
Energética Águas da Pedra S.A.	24,50%	24,50%

Complexo Eólico Pindaí I

A Companhia, em consórcio com a empresa Sequoia Capital, venceu o 5º Leilão de Energia de Reserva (5º LER), promovido pela Aneel em 23/08/2013, cujo objeto foi a compra de energia proveniente de novos empreendimentos de geração eólica. Serão implantados oito parques eólicos, através das empresas Acauã Energia S.A., Angical 2 Energia S.A., Arapapá Energia S.A., Caititú 2 Energia S.A., Caititú 3 Energia S.A., Carcará Energia S.A., Corrupião 3 Energia S.A. e Teiú 2 Energia S.A., constituídas em 14 de novembro de 2013, no município de Pindaí, na Bahia, com 102 MW de potência instalada, com início das operações previsto entre junho e outubro de 2016 e prazo de duração de 35 (trinta e cinco) anos. No final de 2014, ocorreu uma mudança na composição acionária dessas SPEs, passando a Chesf a deter 99,9% de participação acionária. Durante o exercício de 2015, a Companhia realizou aportes de capital nessas SPEs no valor total de R$ 254.613, sendo: R$ 27.032 na Acauã; R$ 38.489 na Angical 2; R$ 14.716 na Arapapá;

R$ 34.959 na Caititú 2; R$ 31.260 na Caititú 3; R$ 39.135 na Carcará; R$ 39.696 na Corrupião 3; e R$ 29.326 na Teiú 2; e apurou perda com equivalência patrimonial no montante de R$ 2.748 (R$ 784 em 2014) neste complexo eólico.

Complexo Eólico Pindaí II

O Complexo Eólico Pindaí II é formado pelas SPEs Coqueirinho 2 Energia S.A. e Papagaio Energia S.A., constituídas através do consórcio com a empresa Sequoia Capital, vencedor do Leilão Aneel nº 09/2013 (A-3) realizado em 18 de novembro de 2013, cujo objetivo foi a implantação da UEE Coqueirinho 2, de 20 MW, e da UEE Papagaio, de 18 MW, ambas situadas no município de Pindaí, na Bahia, com início das operações previsto para junho de 2016 e prazo de duração de 35 (trinta e cinco) anos. No final de 2014 ocorreu uma mudança na composição acionária dessas SPEs, passando a Chesf a deter 99,9% de participação acionária sobre ambas SPEs. Durante o exercício de 2015, a Companhia realizou aportes de capital no montante de R$ 115.273, sendo: R$ 70.723 na Coqueirinho 2; e R$ 44.550 na Papagaio e apurou perda com equivalência patrimonial no montante de R$ 1.545 (R$ 28 em 2014) neste complexo eólico.

Complexo Eólico Pindaí III

O Complexo Eólico Pindaí III é constituído da SPE Tamanduá Mirim 2 S.A. formada em consórcio com a empresa Sequoia Capital, vencedora do Leilão Aneel nº 10/2013 (A-5) realizado em 13/12/2013, cujo objeto foi a implantação da UEE Tamanduá Mirim 2, de 24 MW de potência, situada no município de Pindaí, na Bahia, com início das operações previsto para agosto de 2016 e prazo de duração de 35 (trinta e cinco) anos. A participação da Companhia nesse empreendimento é de 83,01%. Durante o exercício de 2015, a Companhia efetivou aportes no montante de R$ 66.795 e apurou perda com equivalência patrimonial no montante de R$ 623 (perda de R$ 20 em 2014) neste complexo eólico.

Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A.

A empresa Extremoz Transmissora do Nordeste – ETN S.A. foi criada em 07/07/2011, vencedora do Leilão nº 001/2011, promovido pela Aneel, em 10/06/2011, objetivando a construção, montagem, operação e manutenção de instalações de transmissão de energia elétrica da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, especificamente a LT Ceará Mirim – João Câmara II, CS, em 500 kV, com 64 km (início da operação em out/14); LT Ceará Mirim – Campina Grande III, CS, em 500 kV, com 201 km (início da operação em mai/15) ; LT Ceará Mirim – Extremoz II, CS, em 230 kV, com 26 km (início da operação em out/14); LT Campina Grande III – Campina Grande II, CS, em 230 kV, com 8,5 km (início da operação em mai/15); LT Secc. J. Câmara II/Extremoz/SE Ceará Mirim, CS, em 230 kV, com 6 km (início da operação em out/15); LT Secc. C. Grande II/Extremoz II, C1 e C2, CS, em 230 kV, com 12,5 km (início da operação em out/15); SE João Câmara II, 500 kV (início da operação em out/15); SE Campina Grande III, 500/230 kV (início da operação em mai/15); SE Ceará Mirim, 500/230 kV (início da operação em out/15), e instalação de transmissão de interesse exclusivo das centrais de geração para conexão compartilhada – ICG, banco de transformadores 500/138 kV na SE João Câmara II. O prazo de concessão do empreendimento é de 30 (trinta) anos para as instalações de transmissão que comporão a Rede Básica do SIN e de 18 (dezoito) anos para as instalações de transmissão de interesse exclusivo das centrais de geração para conexão compartilhada – ICG, contados a partir de 13/10/2011, conforme Contrato de Concessão nº 008/2011 ANEEL. No final de 2015 ocorreu uma mudança na composição acionária dessa SPE, passando a Chesf a deter 100,0% de participação acionária. Durante o exercício de 2015 a

Companhia realizou Adiantamento para Futuro Aumento de Capital – AFAC, no valor de R$ 136.428 (R$ 275.611, em 2014), e apurou ganho com equivalência patrimonial no montante de R$ 28.899 (ganho de R$ 5.675, em 2014).

Sistema de Transmissão Nordeste S.A.

A STN – Sistema de Transmissão Nordeste S.A. foi constituída em 27/10/2003, a partir do Leilão nº 001/2003-ANEEL, com o objetivo de construir e operar a linha de transmissão de 500kv, em Teresina-PI/Sobral e Fortaleza-CE, com 546 km de extensão, nos termos do Contrato de Concessão nº 005/2004 ANEEL, firmado em 18/02/2004, com prxxx xx xxxxxxxxx xx 00 (xxxxxx) xnos. A sua operação comercial teve início em janeiro/2006. A participação acionária da Companhia nessa SPE corresponde a 49,0%. Durante o exercício de 2015 a Companhia apurou ganho com equivalência patrimonial no montante de R$ 45.475 (ganho de R$ 46.014, em 2014).

Integração Transmissora de Energia S.A.

A Integração Transmissora de Energia S.A. foi constituída em 20/12/2005, cujo objeto social é a construção, implantação, operação e manutenção do Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional – SIN. Composto pela linha de transmissão de 500kV Colinas/Serra da Mesa 2, 3º circuito, entradas de linha e instalações vinculadas, com 695 km de extensão, nos termos do Contrato de Concessão nº 002/2006 – ANEEL, firmado com o Poder Concedente, em 27/04/2006, por meio da Aneel. A sua operação comercial teve início em maio/2008. A participação da Companhia nessa SPE corresponde a 12,0%, e o prazo da concessão é de 30 (trinta) anos. Durante o exercício de 2015 a Companhia apurou ganho com equivalência patrimonial no montante de R$ 6.727 (ganho de R$ 5.573, em 2014).

Interligação Elétrica do Madeira S.A.

A Interligação Elétrica do Madeira S.A. foi constituída em 18/12/2008, através do Leilão ANEEL – 007/2008, da qual a Companhia possui 24,5% do seu capital social. A referida sociedade tem por objeto a construção, implantação, operação e manutenção de instalações de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema Interligado Nacional - SIN, especificamente das LT Coletora Porto Velho (RO) – Araraquara 2 (SP) número 01, em CC, +/- 600 kV, com 2.375 km, Estação Retificadora número 02 CA/CC, 500 kV +/- 600 kV – 3.150 MW, Estação Inversora número 02 CC/CA +/- 600 kV/500 kV – 2.950 MW e demais obras complementares, nos termos dos Contratos de Concessão nº 13/2009-ANEEL e nº 15/2009-ANEEL. A sua operação comercial teve início em agosto de 2013. Durante o exercício de 2015, a Companhia apurou ganho com equivalência patrimonial de R$ 58.853 (ganho de R$ 32.388, em 2014).

ESBR Participações S.A.

A ESBR Participações S.A., constituída em 12/02/2009, tem por objeto social exclusivo a participação no capital social da Energia Sustentável do Brasil S.A e passou a deter a totalidade de suas ações a partir de maio de 2009. A Energia Sustentável do Brasil S.A. foi criada a partir do Leilão nº 005/2008-ANEEL, com o objetivo de obter a concessão e a comercialização da energia proveniente da Usina Hidrelétrica Jirau – UHE Jirau, no Rio Madeira, município de Porto Velho, capital do Estado de Rondônia, com potência mínima a ser instalada de 3.750 MW. Em setembro de 2013, a SPE deu início à operação em fase de testes de uma Unidade Geradora, com 75 MW, e finalizou em dezembro de 2015 com 37 unidades em operação comercial, totalizando 2.775 MW. A participação da Companhia nessa SPE corresponde a 20% e o prazo de concessão do empreendimento é de 35 (trinta e cinco) anos contados a partir de 13/08/2008, data da assinatura do seu Contrato de Concessão nº 002/2008 – MME-UHE JIRAU. Durante o exercício de 2015 a Companhia efetivou aportes de capital no montante de R$ 90.000 e apurou perda com equivalência patrimonial no montante de R$ 147.620 (perda de R$ 230.788, em 2014).

Manaus Transmissora de Energia S.A.

A empresa Manaus Transmissora de Energia S.A. foi criada a partir do Consórcio Amazonas e constituída em 22/04/2008 para a implantação das linhas de transmissão de 500 kV Oriximiná (PA)

– Silves (AM), com extensão aproximada de 335 km, e Silves (AM) – Lechuga (AM), com 224 km de extensão aproximada; construção da subestação Silves (antes denominada Itacoatiara) em 500/138 kV (150 MVA) e da subestação Lechuga (antes denominada Cariri) em 500/230 kV (1.800 MVA),

conforme Contrato de Concessão nº 010/2008 – ANEEL, com prxxx xx xxxxxxxxx xx 00 (xxxxxx) xnos, a partir de 16/10/2008, data da assinatura do contrato. A Companhia possui participação de 19,5% no capital social da referida empresa. A sua operação comercial teve início em março/2013. Durante o exercício de 2015, a Companhia realizou aportes de capital no montante de R$ 17.420 e apurou ganho com equivalência patrimonial no montante de R$ 11.787 (ganho de R$ 8.755, em 2014).

Manaus Construtora Ltda.

Em 30/01/2009, foi constituída a empresa Manaus Construtora Ltda., da qual a Companhia é sócia com 19,5%. Essa empresa foi criada com o objetivo de construção, montagem e fornecimento de materiais, mão de obra e equipamentos para a linha de transmissão 500 kV Oriximiná/Cariri CD, a subestação Silves (antes denominada Itacoatiara) de 500/138 kV e a subestação Lechuga (antes denominada Cariri) de 500/230 kV, entradas de linha e instalações vinculadas, bem como as demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle e telecomunicação, a ser integrada à Rede Básica do Sistema Interligado Nacional. Durante o exercício de 2015 a Companhia apurou perda com equivalência patrimonial no montante de R$ 322 (ganho de R$ 4.164, em 2014).

TDG – Transmissora Delmiro Gouveia S.A.

A empresa TDG – Transmissora Delmiro Gouveia foi constituída em 12/01/2010, a partir do Leilão nº 005/2009-ANEEL, Lote C, objetivando a construção, implantação, operação e manutenção de instalações de transmissão de energia elétrica da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, especificamente da linha de transmissão São Luiz II – São Luiz III, em 230 kV, com 156 km de extensão, localizada no estado do Maranhão, das subestações Pecém II, em 500/230 kV (3.600 MVA), e Aquiraz II, em 230/69 kV (450 MVA), localizadas no estado do Ceará. O prazo de concessão do empreendimento é de 30 anos, a partir de 12/07/2010, data da assinatura do Contrato de Concessão nº 004/2010 ANEEL. Em novembro/2013 a SPE deu início à operação a Subestação Aquiraz, de 230/69 kv. A participação da Companhia nesse empreendimento é de 49,0%. Durante o exercício de 2015 a Companhia apurou perda com equivalência patrimonial no montante de R$ 20.777 (perda de R$ 23.968, em 2014).

Norte Energia S.A.

A Norte Energia S.A. foi constituída em 21/07/2010, a partir do Consórcio Norte Energia, vencedor do Leilão nº 006/2009-ANEEL, cujo objeto foi a concessão e a comercialização da energia proveniente da Usina Hidrelétrica Belo Monte, da qual a Chesf participa com 15,0%. A UHE Belo Monte será instalada no Rio Xingu, no município de Vitória do Xingu, no Pará. A capacidade mínima a ser instalada é de 11.233,1 MW, garantia física de 4.571 MW médios e reservatório com área de 516 quilômetros quadrados, com prazo de concessão de 35 (trinta e cinco) anos, a partir de 26/08/2010, data da assinatura do Contrato de concessão nº 001/2010-MME-UHE Belo Monte. No exercício, a Companhia efetivou aportes de capital no montante de R$ 245.249, e apurou perda com equivalência patrimonial no montante de R$ 7.225 (perda de R$ 32.508, em 2014).

Complexo Eólico Sento Sé I

O Complexo Eólico Sento Sé I é composto pelas SPEs São Pedro do Lago S.A., Pedra Branca S.A., e Sete Gameleiras S.A., constituídas em 07/10/2010, a partir dos consórcios Pedra Branca, São Pedro do Lago e Sete Gameleiras, vencedores do Leilão ANEEL nº 007/2010, cujo objeto foi a contratação, no ambiente regulado, de energia de fontes alternativas de geração, na modalidade por disponibilidade de energia. A sua operação comercial teve início em janeiro/2013 com prazo de concessão de 35 (trinta e cinco) anos, proveniente de três parques eólicos localizados na região nordeste – UEE Pedra Branca, UEE São Pedro do Lago e UEE Sete Gameleiras - e capacidade para gerar 30,0 MW, cada. A participação acionária da Companhia nesses empreendimentos é de 49,0%. Durante o exercício de 2015 a Companhia apurou ganho com equivalência patrimonial no montante de R$ 6.672 (ganho de R$ 2.123, em 2014) neste complexo eólico.

Complexo Eólico Sento Sé II

O Complexo Eólico Sento Sé II é composto pelas SPEs Baraúnas I S.A., Morro Branco I S.A., e Mussambê Energética S.A. constituídas em consórcio com as empresas Brennand Energia e Brennand Energia Eólica a partir do 5º Leilão de Energia de Reserva (5º LER), Leilão 005/2013, promovido pela Aneel em 23/08/2013, cujo objeto foi a compra de energia proveniente de novos empreendimentos de geração eólica, para implantação dos parques eólicos Baraúnas I, Morro Branco I e Mussambê, no município de Sento Sé, na Bahia, com 29,7 MW de potência instalada cada. Os Parques eólicos Mussambê, Baraúnas I e Morro Branco I entraram em operação comercial em outubro/2015, e prazo de duração de 35 (trinta e cinco) anos. A participação acionária da Companhia nesses empreendimentos é de 49,0%. A Companhia realizou no exercício, aporte de capital no montante de R$ 21.064, sendo: R$ 1.674, na SPE Morro Branco I; R$ 17.596, na SPE Baraúnas I; e R$ 1.794 na SPE Mussambê Energética, e apurou perda com equivalência patrimonial no montante de R$ 442 (perda de R$ 81 em 2014) neste complexo eólico.

Complexo Eólico Sento Sé III

O Complexo Eólico Sento Sé III é composto pelas SPEs Banda de Couro S.A. e Baraúnas II Energética S.A, cujo objeto é a implantação dos parques eólicos Banda de Couro e Baraúnas II, no município de Sento Sé, na Bahia, com 29,7 MW e 21,6 MW, respectivamente, de potência instalada e com início de operação previsto para abril/2016 e prazo de duração de 35 (trinta e cinco) anos. A Companhia possui 49,0% de participação nesses empreendimentos. Durante o exercício de 2015 a Companhia apurou perda com equivalência patrimonial no montante de R$ 63 (R$ 14 em 2014) neste complexo eólico.

Interligação Elétrica Garanhuns S.A.

A Interligação Elétrica Garanhuns S.A foi constituída a partir do Consórcio Garanhuns, vencedor do Lote L do Leilão nº 004/2011, promovido pela Aneel, em 02 de setembro de 2011, objetivando a construção, montagem, operação e manutenção de instalações de transmissão de energia elétrica da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, especificamente LT Xxxx Xxxxxxx – Garanhuns, em 500 kV, com 224 km; LT Garanhuns – Campina Grande III, em 500 kV, com 190 km; LT Garanhuns – Pau Ferro, em 500 kV, com 239 km; LT Garanhuns – Angelim I, em 230 kV, com 13 Km; SE Garanhuns, 500/230 kV; SE Pau Ferro, 500/230 kV. O prazo de concessão do empreendimento é de

30 (trinta) anos e o início das operações foi em novembro/2015. A Companhia possui 49,0% da participação na investida e realizou, no exercício, aportes de R$ 116.865 e Adiantamento para Futuro Aumento de Capital – AFAC, no valor de R$ 27.881. Durante o exercício de 2015 a Companhia apurou ganho com equivalência patrimonial no montante de R$ 26.361 (ganho de R$ 16.717, em 2014).

VamCruz I Participações S.A.

A Vamcruz I Participações S.A. constituída em 07/07/2014 tem por objeto social exclusivo a participação direta ou indireta nas SPEs Usina de Energia Eólica Junco I S.A., Usina de Energia Eólica Junco II S.A., Usina de Energia Eólica Caiçara I S.A. e Usina de Energia Eólica Caiçara II S.A., constituídas em março de 2012, e passou a deter a totalidade das ações destas SPEs a partir de junho de 2015. As SPEs foram criadas a partir do Leilão nº 007/2011, promovido pela Aneel, em 20 de dezembro de 2011, cujo objeto foi a compra de energia proveniente de novos empreendimentos de geração eólica. As usinas Junco I, Xxxxx XX, Caiçara I e Caiçara II, totalizarão 93,0 MW de potência instalada, e foram construídas no município de Serra do Mel, no Estado do Rio Grande do Norte. As mesmas entraram em operação em novembro/2015. Em 12/11/2013, houve a transferência das ações da empresa Voltália para a Envolver Participações S.A, ficando a participação da Chesf nos quatro projetos eólicos de 49,0% e 51,0% da empresa Envolver, por meio das empresas Usina de Energia Eólica Junco I S.A., Usina de Energia Eólica Junco II S.A., Usina de Energia Eólica Caiçara I S.A. e Usina de Energia Eólica Caiçara II S.A. A Companhia realizou no exercício, aportes de capital nessa SPE no montante de R$ 392, e apurou ganho com equivalência patrimonial no montante de R$ 506 (perda de R$ 42, em 2014) neste complexo eólico.

Chapada do Piauí I Holding S.A.

A Chapada do Piauí I Holding S.A. constituída em 08/05/2014, tem por objetivo social exclusivo a participação nas SPEs Ventos de Santa Joana IX Energias Renováveis S.A., Ventos de Santa Joana X

Energias Renováveis S.A., Ventos de Santa Joana XI Energias Renováveis S.A., Ventos de Santa Joana XII Energias Renováveis S.A., Ventos de Santa Joana XIII Energias Renováveis S.A., Ventos de Santa Joana XV Energias Renováveis S.A., e Ventos de Santa Joana XVI Energias Renováveis S.A., constituídas em outubro de 2013, e passou a deter totalidade das ações destas SPEs a partir do 1º semestre de 2015. As SPEs foram criadas a partir do 5º Leilão de Energia de Reserva (5º LER), promovido pela Aneel em 23/08/2013, cujo objeto foi a compra de energia proveniente de novos empreendimentos de geração eólica, situados nos municípios de Marcolândia, Caldeirão Grande e Simões, no Piauí, para implantação dos parques eólicos denominados Ventos Santa Joana IX, X, XI, XIII, com 29,6 MW de potência instalada cada; e Ventos de Santa Joana XII, XV, XVI, com 28,9 MW de potência instalada cada. As SPEs entraram em operação em julho de 2015 e possuem prazo de duração de 35 (trinta e cinco) anos. A Companhia possui 49,0% da participação no capital social da referida investida e apurou perda com equivalência patrimonial no montante de R$ 9.560 (sem comparativo em 2014).

Chapada do Piauí II Holding S.A.

A Chapada do Piauí II Holding S.A. constituída em 08/05/2014, tem por objetivo social exclusivo a participação nas SPEs Ventos de Santa Joana I Energias Renováveis S.A., Ventos de Santa Joana III Energias Renováveis S.A., Ventos de Santa Joana IV Energias Renováveis S.A., Ventos de Santa Joana V Energias Renováveis S.A. e Ventos de Santa Joana VII Energias Renováveis S.A., e Ventos de Santo Augusto IV Energias Renováveis S.A., constituídas em 08/05/2014, e passou a deter a totalidade das ações destas SPEs a partir do 2º semestre de 2015. As SPEs foram criadas a partir do Leilão 09/2013-ANEEL, promovido pela Aneel em 18 de novembro de 2013, cujo objeto foi a compra de energia proveniente de novos empreendimentos de geração eólica, para implantação dos parques eólicos denominados Ventos de Santa Joana I, III, IV, V e VII e Ventos de Santo Augusto IV, situados nos municípios de Marcolândia, Caldeirão Grande e Simões, no Piauí, com 30 MW de potência instalada com início das operações previsto para janeiro/2016 e prazo de duração de 35 (trinta e cinco) anos. A Companhia possui 49,0% da participação no capital social da referida investida. Durante o exercício de 2015, a Companhia realizou aportes de capital nessa SPE no montante de R$ 36.523, realizou a transferência das participações detidas nas SPEs para a Chapada do Piauí II Holding S.A. no valor de R$ 87.545 e apurou perda com equivalência patrimonial no montante de R$ 2.358 (sem comparativo em 2014).

Eólica Serra das Vacas Holding S.A.

A Eólica Serra das Vacas Holding S.A. constituída em 08/10/2015, tem por objeto social exclusivo a participação na totalidade do capital social das SPEs Eólica Serra das Vacas I S.A., Eólica Serra das Vacas II S.A., constituídas em 21/02/2014, Eólica Serra das Vacas III S.A. e Eólica Serra das Vacas IV S.A., constituídas em 17/01/2014. As SPEs foram criadas a partir do Leilão 09/2013-ANEEL, promovido pela Aneel em 18/11/2013, cujo objeto foi a compra de energia proveniente de novos empreendimentos de geração eólica, para implantação dos parques eólicos denominados Serra das Vacas I, II, III e IV, situados nos municípios de Saloá, em Pernambuco, com 30 MW de potência instalada cada parque, com início das operações previsto para janeiro/2016 e prazo de duração de

35 (trinta e cinco) anos. A Companhia possui 49,0% da participação no capital social da referida investida. Durante o exercício de 2015, a Companhia transferiu suas participações no capital social detidas nas SPEs para a Eólica Serra das Vacas Holding S.A. no valor de R$ 89.702 e apurou perda com equivalência patrimonial no montante de R$ 592 (sem comparativo em 2014).

Companhia Energética Sinop S.A.

A Companhia Energética Sinop S.A. foi constituída, através do Leilão nº 006/2013, promovido pela Aneel em 29 de agosto de 2013, cujo objeto foi a compra de energia proveniente de novos empreendimentos de geração de energia que construirá a UHE SINOP, no Rio Teles Pires, nos municípios de Cláudio e Itaúba, no Estado do Mato Grosso, com 400 MW de potência instalada e com início de suprimento previsto para março/2017 e prazo de duração de 35 (trinta e cinco) anos. A participação da Companhia nesse empreendimento é 24,5%. A Chesf realizou no exercício R$ 36.750 em Adiantamento para Futuro Aumento de Capital – AFAC, e apurou ganho com equivalência patrimonial no montante de R$ 2.479 (perda de R$ 4.249 2014) neste empreendimento.

Energética Águas da Pedra S.A.

A Energética Águas da Pedra S.A. foi constituída em 03/04/2007 a partir do Leilão nº 004/2006- ANEEL e tem como objeto a implantação e exploração da UHE Dardanelos, no Rio Aripuanã, situado no norte do Estado do Mato Grosso, com potência instalada de 261 MW e energia assegurada total de 154,9 MW médios, para suprir o município de Aripuanã e, posteriormente, o Sistema Interligado Nacional - SIN. A participação da Companhia na SPE corresponde a 24,5%, e o prazo de concessão do empreendimento é de 35 (trinta e cinco) anos, a partir de 03/07/2007, data da assinatura do seu Contrato de Concessão nº 002/2007–MME–UHE DARDANELOS. Durante o exercício de 2015, a Companhia efetivou aportes no montante de R$ 2.450 e apurou ganho com equivalência patrimonial, no montante de R$ 13.533 (ganho de R$ 2.030, em 2014).

19.2 – Movimentação das Participações Societárias Permanentes:

	31/12/2014	Aumento de Capital	Dividendos	Resultado de participação societária	Outros	31/12/2015
Avaliadas pelo método de equivalência patrimonial
Controladas
- Complexo Eólico Pindaí I	85.866	254.613	-	(2.748)	-	337.731
- Complexo Eólico Pindaí II	34.790	115.273	-	(1.545)	-	148.518
- Complexo Eólico Pindaí III	10.435	66.795	-	(623)	-	76.607
· Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A.	7.180	-	-	28.899	-	36.079
Controladas em conjunto
· STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A.	163.434	-	(31.968)	45.475	-	176.941
· Integração Transmissora de Energia S.A.	41.064	-	(5.707)	6.727	-	42.084
· Interligação Elétrica do Madeira S.A.	444.155	-	(13.977)	58.853	-	489.031
· ESBR Participações S.A.	1.453.682	90.000	-	(147.620)	-	1.396.062
· Manaus Transmissora de Energia S.A.	215.793	17.420	(50)	11.787	-	244.950
· Manaus Construtora Ltda.	4.724	-	3.047	(322)	-	7.449
· TDG - Transmissora Xxxxxxx Xxxxxxx S.A.	28.013	-	-	(20.777)	-	7.236
· Norte Energia S.A.	804.066	245.249	-	(7.225)	-	1.042.090
· Complexo Eólico Sento Sé I	51.323	-	(1.092)	6.672	-	56.903
· Complexo Eólico Sento Sé II	35.477	21.064	-	(442)	-	56.099
· Complexo Eólico Sento Sé III	1.576	-	-	(63)	-	1.513
· Interligação Elétrica Garanhuns S.A.	181.526	116.865	(5.780)	26.361	-	318.972
· VamCruz I Participações S.A.	-	000	(000)	000	00.000	73.368
· Complexo Eólico VamCruz	72.993	-	-	357	(73.350)	-
- Chapada do Piauí I Holding S.A.	-	-	-	(9.105)	118.602	109.497
- Complexo Eólico Chapada do Piauí I	119.057	-	-	(455)	(118.602)	-
- Chapada do Piauí II Holding S.A.	-	36.523	-	(1.878)	107.542	142.187
- Complexo Eólico Chapada do Piauí II	108.022	-	-	(480)	(107.542)	-
- Eólica Serra das Vacas Holding S.A.	-	-	-	(236)	97.610	97.374
- Complexo Eólico Serra das Vacas	57.877	40.089	-	(356)	(97.610)	-
- Companhia Energética SINOP S.A.	87.047	-	-	2.479	-	89.526
Coligada
· Energética Águas da Pedra S.A.	89.580	2.450	(2.256)	13.533	-	103.307
Avaliadas ao custo
· Outras participações	523	-	-	-	6	529
Total	4.098.203	1.006.733	(58.306)	7.417	6	5.054.053

19.3 - Equivalência Patrimonial

	Investimento	Patrimônio Líquido	Resultado até 30/11/2015	Equivalência Patrimonial
Controladas
Complexo Eólico Pindaí I	337.731	337.893	(2.749)	(2.748)
Complexo Eólico Pindaí II	148.518	148.559	(1.545)	(1.545)
Complexo Eólico Pindaí III	76.607	92.286	(750)	(623)
Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A.	36.079	36.079	28.899	28.899
Controladas em conjunto
STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A.	176.941	361.105	92.806	45.475
Integração Transmissora de Energia S.A.	42.084	350.703	56.062	6.727
Interligação Elétrica do Madeira S.A.	489.031	1.996.044	240.216	58.853
ESBR Participações S.A.	1.396.062	6.980.313	(738.099)	(147.620)
Manaus Transmissora de Energia S.A.	244.950	1.256.151	60.446	11.787
Manaus Construtora Ltda.	7.449	38.198	(1.650)	(322)
TDG - Transmissora Delmiro Gouveia S.A.	7.236	14.768	(42.400)	(20.777)
Norte Energia S.A.	1.042.090	6.947.265	(48.164)	(7.225)
Complexo Eólico Sento Sé I	56.903	116.129	13.618	6.672
Complexo Eólico Sento Sé II	56.099	114.487	(902)	(442)
Complexo Eólico Sento Sé III	1.513	3.086	(130)	(63)
Interligação Elétrica Garanhuns S.A.	318.972	650.964	53.798	26.361
Vamcruz I Participações S.A.	73.368	149.731	1.033	149
Complexo Eólico VamCruz	-	-	-	357
Chapada do Piauí I Holding S.A.	109.497	176.734	(19.511)	(9.105)
Complexo Eólico Chapada do Piauí I	-	-	-	(455)
Chapada do Piauí II Holding S.A.	142.187	249.030	(4.813)	(1.878)
Complexo Eólico Chapada do Piauí II	-	-	-	(480)
Eólica Serra das Vacas Holding S.A.	97.374	183.076	(1.208)	(236)
Complexo Eólico Serra das Vacas	-	-	-	(356)
Companhia Energética SINOP S.A.	89.526	365.412	10.119	2.479
Coligada
Energética Águas da Pedra S.A.	103.307	421.660	55.238	13.533
TOTAL	5.053.524	20.989.673	(249.686)	7.417

Obs.: As informações da ESBR Participações S.A., Complexo Pindaí III e da Extremoz Transmissora do Nordeste

– ETN S.A. possuem data-base em 31/12/2015.

19.4. Combinação de negócios

19.4.1 – Tamanduá Mirim 2 Energia S.A.

• Informações da transação

No 4º trimestre de 2015, a Companhia adquiriu o controle sobre a SPE Tamanduá Mirim 2 Energia S.A., pertencente ao Complexo Eólico Pindaí III, mediante a diluição, de forma definitiva, da participação acionária do Sócio Sequoia Capital Ltda. no referido empreendimento.

Conforme o estabelecido no acordo de acionistas desta SPE, a partir de aporte realizado pela Chesf em 18/11/2015, a participação acionária da acionista Sequoia Capital Ltda. passou a ser diluída, devido à ausência de aporte de capital por essa acionista, e em consequência desse fato a Chesf passou a ter percentualmente a maioria no capital social da SPE, porém ainda não o seu controle, uma vez que não foram observados outros critérios, tais como, o direito de eleger a maioria dos Conselheiros de Administração e Fiscal e a totalidade da diretoria, mudança no quorum para deliberação das Assembleias e Conselho de Administração para maioria absoluta, critérios esses que passaram a ser observados em 26 de novembro de 2015, quando a Chesf passou a ter 82,7% do capital social, e posteriormente atingindo 83,01% em 17/12/2015.

Apesar de a Companhia ter adquirido o controle do negócio, mediante esta operação, não houve pagamento de contraprestação, ou qualquer prêmio para aquisição de controle, sendo o valor da operação de aquisição correspondente ao valor patrimonial das ações subscritas e não integralizadas pelo Sócio.

• Determinação do valor justo da contraprestação

Em consonância com o CPC 15 (R1) os ativos identificáveis adquiridos e os passivos assumidos devem ser mensurados e reconhecidos nas demonstrações financeiras sempre a valor justo.

Considerando que a empresa foi constituída em 2014 e encontra-se em fase pré-operacional, ter iniciado recentemente as obras de construção dos ativos de geração, a administração da Companhia concluiu que o valor justo dos ativos adquiridos, passivos e passivos contingentes assumidos era consistente com seus respectivos saldos contábeis.

Demonstramos abaixo quadro comparativo entre o valor justo e o valor contábil dos principais itens do Balanço Patrimonial da referida SPE levantado em 31/10/2015:

Ativo	Valores Contábeis (1)	Valores Justos (2)	Passivo	Valores Contábeis (1)	Valores Justos (2)
Circulante			Circulante
Caixa e Equivalentes de Caixa	46	46	Fornecedores	551	551
Tributos Compensáveis	69	69	Tributos	70	70
Despesas Pagas Antecipadamente	59	59	Partes Relacionadas	468	468
Outros	153	153		1.089	1.089
	327	327
Não Circulante			Patrimônio Líquido
Imobilizado	26.540	26.540	Capital	29.400	29.400
Intangível	2.800	2.800	Prejuízos Acumulados	(822)	(822)
	29.340	29.340		28.578	28.578
Total do Ativo	29.667	29.667	Total do Passivo	29.667	29.667

1 - Os valores contábeis constam nos demonstrativos financeiros em 31/10/2015

2 - Os valores justos dos ativos e passivos foram avaliados e calculados pela área técnica da Chesf.

19.5 - Resumo das Demonstrações Financeiras das Empresas Controladas, Coligada e Controladas em Conjunto

BALANÇO PATRIMONIAL

INVESTIDAS	2015								2014
	ATIVO				PASSIVO				ATIVO				PASSIVO
	Circulante	Não Circulante		Total	Circulante	Não Circulante	Patrimônio Líquido	Total	Circulante	Não Circulante		Total	Circulante	Não Circulante	Patrimônio Líquido	Total
		Outros	Imobilizado, Intangível e Investimentos							Outros	Imobilizado, Intangível e Investimentos
STN – Sistema de Transmissão Nordeste S.A.	225.335	537.567	458	763.360	66.246	336.009	361.105	763.360	203.520	532.840	549	736.909	42.878	360.491	333.540	736.909
Integração Transmissora de Energia S.A.	148.977	496.086	-	645.063	80.621	213.739	350.703	645.063	118.337	506.925	-	625.262	39.371	243.693	342.198	625.262
Energética Águas da Pedra S.A.	101.065	17.354	753.114	871.533	97.852	352.021	421.660	871.533	49.350	16.579	760.345	826.274	76.280	384.360	365.634	826.274
Interligação Elétrica do Madeira S.A.	673.878	4.572.575	41.627	5.288.080	347.620	2.944.416	1.996.044	5.288.080	255.191	4.262.394	29.954	4.547.539	209.730	2.524.929	1.812.880	4.547.539
ESBR Participações S.A.	908.570	1.655.056	21.646.808	24.210.434	1.422.013	15.808.108	6.980.313	24.210.434	506.661	1.379.947	20.338.744	22.225.352	719.454	14.237.486	7.268.412	22.225.352
Manaus Transmissora de Energia S.A.	310.344	2.385.339	248	2.695.931	342.567	1.097.213	1.256.151	2.695.931	171.568	2.335.490	15.204	2.522.262	422.581	993.050	1.106.631	2.522.262
Manaus Construtora Ltda.	90.955	331	-	91.286	6.020	47.068	38.198	91.286	101.277	540	-	101.817	77.596	-	24.221	101.817
TDG - Transmissora Delmiro Gouveia S.A.	23.161	238.717	166	262.044	21.551	225.725	14.768	262.044	38.296	281.152	153	319.601	5.304	257.128	57.169	319.601
Norte Energia S.A.	940.254	271.620	29.964.727	31.176.601	719.033	23.510.303	6.947.265	31.176.601	1.059.934	164.187	21.040.523	22.264.644	884.654	16.019.553	5.360.437	22.264.644
Complexo Eólico Sento Sé I	14.239	28.147	293.682	336.068	21.447	198.492	116.129	336.068	12.388	10.468	308.552	331.408	17.837	208.832	104.739	331.408
Complexo Xxxxxx Xxxxx Xx XX	00.000	-	000.000	386.791	41.120	231.184	114.487	386.791	82.756	-	79.896	162.652	90.246	-	72.406	162.652
Complexo Eólico Sento Sé III	9.602	1	151.168	160.771	157.685	-	3.086	160.771	1.089	-	8.660	9.749	6.530	-	3.219	9.749
Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A.	71.528	625.618	144	697.290	42.425	618.786	36.079	697.290	42.140	441.850	125	484.115	7.713	461.750	14.652	484.115
Interligação Elétrica Garanhuns S.A.	118.384	1.046.325	184	1.164.893	60.084	453.845	650.964	1.164.893	41.904	778.635	203	820.742	39.518	410.764	370.460	820.742
VamCruz I Participações S.A.	7.935	(57.445)	582.766	533.256	234.629	148.896	149.731	533.256	-	-	-	-	-	-	-	-
Complexo Xxxxxx XxxXxxx	-	-	-	-	-	-	-	-	000.000	29.014	51.151	180.898	2.516	29.411	148.971	180.898
Chapada do Piauí I Holding S.A.	51.418	132	809.359	860.909	86.607	597.568	176.734	860.909	-	-	-	-	-	-	-	-
Complexo Eólico Xxxxxxx xx Xxxxx X	-	-	-	-	-	-	-	-	00.000	-	486.434	547.201	350.964	-	196.237	547.201
Chapada do Piauí II Holding S.A.	85.298	-	864.913	950.211	675.323	25.858	249.030	950.211
Complexo Xxxxxx Xxxxxxx xx Xxxxx XX	-	-	-	-	-	-	-	-	00.000	-	103.454	183.195	3.885	-	179.310	183.195
Eólica Serra das Vacas Holding S.A.	20.288	53	463.716	484.057	250.400	50.581	183.076	484.057	-	-	-	-	-	-	-	-
Complexo Xxxxxx Xxxxx xxx Xxxxx	-	-	-	-	-	-	-	-	00.000	228	80.206	103.236	769	-	102.467	103.236
Companhia Energética SINOP S.A.	56.761	2.491	844.803	904.055	403.643	135.000	365.412	904.055	326.466	-	51.812	378.278	1.296	21.688	355.294	378.278
Complexo Eólico Pindaí I	151.261	-	196.837	348.098	10.205	-	337.893	348.098	87.885	652	13.885	102.422	8.810	7.706	85.906	102.422
Complexo Eólico Pindaí II	29.503	-	119.992	149.495	936	-	148.559	149.495	34.497	-	4.967	39.464	4.575	90	34.799	39.464
Complexo Eólico Pindaí III	16.737	-	76.560	93.297	1.011	-	92.286	93.297	21.204	-	3.058	24.262	2.813	154	21.295	24.262
Total	4.073.523	11.819.967	57.180.033	73.073.523	5.089.038	46.994.812	20.989.673	73.073.523	3.418.506	10.740.901	43.377.875	57.537.282	3.015.320	36.161.085	18.360.877	57.537.282

Obs.: Data-base das demonstrações 30/11/2015, exceto ESBR Participações S.A., Complexo Eólico Pindaí III e da Extremoz Transmissora do Nordeste – ETN S.A., cujas demonstrações possuem data-base em 31/12/2015.

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO

INVESTIDAS	2015								2014
	Receita Oper. Líquida	Despesa Oper.	Resultado do Serviço	Resultado Financeiro	Resultado Operacional	I. Renda e C. Social	Incentivos Fiscais	Resultado do Exercício	Receita Oper. Líquida	Despesa Oper.	Resultado do Serviço	Resultado Financeiro	Resultado Operacional	I. Renda e C. Social	Incentivos Fiscais	Resultado do Exercício
STN – Sistema de Transmissão Nordeste S.A.	159.741	(18.917)	140.824	(24.784)	116.040	(39.884)	16.650	92.806	147.533	(16.564)	130.969	(15.973)	114.996	(37.522)	16.434	93.908
Integração Transmissora de Energia S.A	101.344	(19.709)	81.635	(11.057)	70.578	(24.250)	9.734	56.062	91.236	(18.086)	73.150	(16.535)	56.615	(18.532)	8.356	46.439
Energética Águas da Pedra S.A.	207.027	(116.912)	90.115	(27.531)	62.584	(7.346)	-	55.238	195.266	(138.306)	56.960	(27.029)	29.931	(4.779)	-	25.152
Interligação Elétrica do Madeira S.A.	610.279	(43.884)	566.395	(224.107)	342.288	(102.072)	-	240.216	558.742	(259.610)	299.132	(98.872)	200.260	(68.065)	-	132.195
ESBR Participações S.A.	2.412.946	(2.826.861)	(413.915)	(672.570)	(1.086.485)	348.386	-	(738.099)	754.272	(2.405.802)	(1.651.530)	(177.284)	(1.828.814)	674.872	-	(1.153.942)
Manaus Transmissora de Energia S.A.	182.519	(18.323)	164.196	(74.094)	90.102	(29.656)	-	60.446	200.433	(21.405)	179.028	(94.576)	84.452	(39.554)	-	44.898
Manaus Construtora Ltda.	-	(982)	(982)	(926)	(1.908)	258	-	(1.650)	32.415	(544)	31.871	418	32.289	(10.934)	-	21.355
TDG -Transmissora Delmiro Gouveia S.A.	38.805	(81.705)	(42.900)	(4.823)	(47.723)	5.323	-	(42.400)	30.387	(63.453)	(33.066)	(4.405)	(37.471)	(11.442)	-	(48.913)
Norte Energia S.A.	120.653	(293.282)	(172.629)	10.960	(161.669)	113.505	-	(48.164)	-	(236.114)	(236.114)	(3.338)	(239.452)	22.731	-	(216.721)
Complexo Eólico Xxxxx Xx X	00.000	(33.629)	32.386	(15.896)	16.490	(2.872)	-	13.618	53.356	(31.403)	21.953	(15.015)	6.938	(2.606)	-	4.332
Complexo Eólico Sento Sé II	412	(1.260)	(848)	(44)	(892)	(10)	-	(902)	16	(151)	(135)	(30)	(165)	-	-	(165)
Complexo Eólico Sento Sé III	-	(116)	(116)	(14)	(130)	-	-	(130)	-	(24)	(24)	(2)	(26)	-	-	(26)
Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN S.A.	258.114	(230.335)	27.779	1.325	29.104	(205)	-	28.899	304.404	(288.473)	15.931	1.582	17.513	(5.932)	-	11.581
Interligação Elétrica Garanhuns S.A.	279.257	(175.652)	103.605	(22.140)	81.465	(27.667)	-	53.798	368.107	(299.959)	68.148	(16.455)	51.693	(17.575)	-	34.118
VamCruz I Participações S.A.	1.128	(1.364)	(236)	2.811	2.575	(1.542)	-	1.033	-	-	-	-	-	-	-	-
Complexo Xxxxxx Xxxxxxx	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(613)	(613)	524	(89)	-	-	(89)
Chapada do Piauí I Holding S.A.	44.733	(18.847)	25.886	(43.941)	(18.055)	(1.456)	-	(19.511)	-	-	-	-	-	-	-	-
Complexo Eólico Xxxxxxx xx Xxxxx X	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(5)	(5)	-	(5)	-	-	(5)
Chapada do Piauí II Holding S.A.	-	(223)	(223)	(4.590)	(4.813)	-	-	(4.813)
Complexo Eólico Xxxxxxx xx Xxxxx XX	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(1)	(1)	-	(1)	-	-	(1)
Eólica Serra das Vacas Holding S.A.	-	(2.661)	(2.661)	1.453	(1.208)	-	-	(1.208)	-	-	-	-	-	-	-	-
Complexo Xxxxxx Xxxxx xxx Xxxxx	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(1.061)	(1.061)	68	(993)	-	-	(993)
Companhia Energética SINOP S.A.	-	(10.786)	(10.786)	18.414	7.628	2.491	-	10.119	-	(5.043)	(5.043)	(12.300)	(17.343)	-	-	(17.343)
Complexo Eólico Pindaí I	-	(4.264)	(4.264)	1.794	(2.470)	(279)	-	(2.749)	-	(1.029)	(1.029)	265	(764)	(20)	-	(784)
Complexo Eólico Pindaí II	-	(2.648)	(2.648)	1.094	(1.554)	9	-	(1.545)	-	(83)	(83)	120	37	(9)	-	28
Complexo Eólico Pindaí III	-	(2.033)	(2.033)	1.283	(750)	-	-	(750)	-	(61)	(61)	21	(40)	-	-	(40)
Total	4.482.973	(3.904.393)	578.580	(1.087.383)	(508.803)	232.733	26.384	(249.686)	2.736.167	(3.787.790)	(1.051.623)	(478.816)	(1.530.439)	480.633	24.790	(1.025.016)

Obs.: Data-base das demonstrações 30/11/2015, exceto ESBR Participações S.A., Complexo Eólico Pindaí III e da Extremoz Transmissora do Nordeste – ETN S.A., cujas demonstrações possuem data-base em 31/12/2015.

20 – IMOBILIZADO

Os bens que compõem o ativo imobilizado da Companhia, associados e identificados como ativos da concessão de serviços públicos não podem ser vendidos nem oferecidos em garantia a terceiros.

20.1 - Imobilizado segregado por atividade

	Controladora
	Taxas médias anuais de
	depreciação em 2015 (%)	31/12/2015	31/12/2014
Geração
Imobilizações em serviço	2,36%	1.796.049	1.797.304
Depreciação acumulada		(1.197.076)	(1.161.134)
Imobilizações em curso		383.001	366.050
Impairment		(507.261)	(477.224)
Total da Geração		474.713	524.996
Administração
Imobilizações em serviço	6,46%	1.285.141	1.281.826
Depreciação acumulada		(826.010)	(769.270)
Imobilizações em curso		329.361	298.278
Total da Administração		788.492	810.834
Total		1.263.205	1.335.830

	Consolidado
	Taxas médias anuais de
	depreciação em 2015 (%)	31/12/2015	31/12/2014
Geração
Imobilizações em serviço	2,36%	1.796.049	1.797.304
Depreciação acumulada		(1.197.076)	(1.161.134)
Imobilizações em curso		756.807	366.436
Impairment		(507.261)	(477.224)
Total da Geração		848.519	525.382
Administração
Imobilizações em serviço	6,46%	1.285.674	1.281.920
Depreciação acumulada		(826.078)	(769.274)
Imobilizações em curso		329.361	298.278
Total da Administração		788.957	810.924
Total		1.637.476	1.336.306

20.2 - Movimentação do Imobilizado

	Controladora
					Transferências	Provisão/
	31/12/2014	Adições	Baixas	Depreciação	p/serviço	Reversão	31/12/2015
Geração
Em serviço	1.797.304	-	(1.274)	-	19	-	1.796.049
Terrenos	179.164	-	(1.271)	-	-	-	177.893
Reservatórios, barragens e adutoras	402.664	-	-	-	(506)	-	402.158
Edificações	249.858	-	-	-	-	-	249.858
Máquinas e equipamentos	965.435	-	(3)	-	521	-	965.953
Móveis e utensílios	183	-	-	-	4	-	187
Depreciação	(1.161.134)	-	1	(35.943)	-	-	(1.197.076)
Em curso	366.050	16.970	-	-	(19)	-	383.001
Impairment	(477.224)	-	-	-	-	(30.037)	(507.261)
Total Geração	524.996	16.970	(1.273)	(35.943)	-	(30.037)	474.713
Adminstração
Em serviço	1.281.826	4	(10.062)	-	13.373	-	1.285.141
Servidão	4.272	-	-	-	-	-	4.272
Terrenos	18.764	4	-	-	-	-	18.768
Edificações	281.517	-	(324)	-	-	-	281.193
Máquinas e equipamentos	836.531	-	(5.692)	-	4.890	-	835.729
Veículos	99.827		(3.710)	-	7.658	-	103.775
Móveis e utensílios	40.915	-	(336)	-	825	-	41.404
Depreciação	(769.270)	-	9.130	(65.870)	-	-	(826.010)
Em curso	298.278	44.456	-	-	(13.373)	-	329.361
Total Administração	810.834	44.460	(932)	(65.870)	-	-	788.492
Total	1.335.830	61.430	(2.205)	(101.813)	-	(30.037)	1.263.205

	Consolidado
					Transferências	Provisão/
	31/12/2014	Adições	Baixas	Depreciação	p/ serviço	Reversão	31/12/2015
Geração
Em serviço	1.797.304	-	(1.274)	-	19	-	1.796.049
Terrenos	179.164	-	(1.272)	-	-	-	177.892
Reservatórios, barragens e adutoras	402.664	-	-	-	(506)	-	402.158
Edificações	249.858	-	-	-	-	-	249.858
Máquinas e equipamentos	965.435	-	(2)	-	521	-	965.954
Móveis e utensílios	183	-	-	-	4	-	187
Depreciação	(1.161.134)	-	1	(35.943)	-	-	(1.197.076)
Em curso	366.436	390.390	-	-	(19)	-	756.807
Impairment	(477.224)	-	-	-	-	(30.037)	(507.261)
Total Geração	525.382	390.390	(1.273)	(35.943)	-	(30.037)	848.519
Adminstração
Em serviço	1.281.920	484	(10.103)	-	13.373	-	1.285.674
Servidão	4.272	-	-	-	-	-	4.272
Terrenos	18.764	5	-	-	-	-	18.769
Edificações	281.567	-	(325)	-	-	-	281.242
Máquinas e equipamentos	836.531	-	(5.693)	-	4.890	-	835.728
Veículos	99.827	-	(3.710)	-	7.658	-	103.775
Móveis e utensílios	40.959	479	(375)	-	825	-	41.888
Depreciação	(769.274)	(9)	9.116	(65.911)	-	-	(826.078)
Em curso	298.278	44.456	-	-	(13.373)	-	329.361
Total Administração	810.924	44.931	(987)	(65.911)	-	-	788.957
Total	1.336.306	435.321	(2.260)	(101.854)	-	(30.037)	1.637.476

	Controladora
					Transferências
	31/12/2013	Adições	Baixas	Depreciação	Para serviço	Entre atividades	Provisão	31/12/2014
Geração
Em serviço	1.797.251	-	(47)	-	252	(152)	-	1.797.304
Terrenos	179.164	-	-	-	-	-	-	179.164
Reservatórios, barragens e adutoras	402.664	-	-	-	-	-	-	402.664
Edificações	249.858	-	-	-	-	-	-	249.858
Máquinas e equipamentos	965.457	-	(46)	-	176	(152)	-	965.435
Móveis e utensílios	108	-	(1)	-	76	-	-	183
Depreciação	(1.123.094)	-	(22)	(38.018)	-	-	-	(1.161.134)
Em curso	601.233	71.221	(70.790)	-	(252)	(298)	(235.064)	366.050
Impairment	(382.170)	-	3	22.273	-	-	(117.330)	(477.224)
Total Geração	893.220	71.221	(70.856)	(15.745)	-	(450)	(352.394)	524.996
Adminstração
Em serviço	1.201.446	-	(29.887)	-	109.267	1.000	-	1.281.826
Xxxxxxxx	0.000	-	-	-	-	-	-	0.000
Terrenos	10.310	-	(449)	-	8.453	450	-	18.764
Edificações	267.656	-	(2.407)	-	15.718	550	-	281.517
Máquinas e equipamentos	780.926	-	(17.324)	-	72.929	-	-	836.531
Veículos	101.398		(8.968)	-	7.397	-	-	99.827
Móveis e utensílios	36.884	-	(739)	-	4.770	-	-	40.915
Depreciação	(728.480)	-	24.577	(64.817)	-	(550)	-	(769.270)
Em curso	327.350	80.195	-	-	(109.267)	-	-	298.278
Total Administração	800.316	80.195	(5.310)	(64.817)	-	450	-	810.834
Total	1.693.536	151.416	(76.166)	(80.562)	-	-	(352.394)	1.335.830

	Consolidado
					Transferências
	31/12/2013	Adições	Baixas	Depreciação	Para serviço	Entre atividades	Provisão	31/12/2014
Geração
Em serviço	1.797.251	-	(47)	-	252	(152)	-	1.797.304
Terrenos	179.164	-	-	-	-	-	-	179.164
Reservatórios, barragens e adutoras	402.664	-	-	-	-	-	-	402.664
Edificações	249.858	-	-	-	-	-	-	249.858
Máquinas e equipamentos	965.457	-	(46)	-	176	(152)	-	965.435
Móveis e utensílios	108	-	(1)	-	76	-	-	183
Depreciação	(1.123.094)	-	(22)	(38.018)	-	-	-	(1.161.134)
Em curso	601.233	71.607	(70.790)	-	(252)	(298)	(235.064)	366.436
Impairment	(382.170)	-	3	22.273	-	-	(117.330)	(477.224)
Total Geração	893.220	71.607	(70.856)	(15.745)	-	(450)	(352.394)	525.382
Adminstração
Em serviço	1.201.446	94	(29.887)	-	109.267	1.000	-	1.281.920
Xxxxxxxx	0.000	-	-	-	-	-	-	0.000
Terrenos	10.310	-	(449)	-	8.453	450	-	18.764
Edificações	267.656	50	(2.407)	-	15.718	550	-	281.567
Máquinas e equipamentos	780.926	-	(17.324)	-	72.929	-	-	836.531
Veículos	101.398		(8.968)	-	7.397	-	-	99.827
Móveis e utensílios	36.884	44	(739)	-	4.770	-	-	40.959
Depreciação	(728.480)	-	24.577	(64.821)	-	(550)	-	(769.274)
Em curso	327.350	80.195	-	-	(109.267)	-	-	298.278
Total Administração	800.316	80.289	(5.310)	(64.821)	-	450	-	810.924
Total	1.693.536	151.896	(76.166)	(80.566)	-	-	(352.394)	1.336.306

20.3 - Taxas anuais de depreciação

A Companhia calcula e contabiliza as quotas de depreciação com aplicação das taxas estabelecidas pela Resolução ANEEL nº 474, de 07/02/2012, que alterou as tabelas I e XVI do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa nº 367, de 2 de junho de 2009. As taxas são aplicadas considerando os códigos internos que identificam as Unidades de Cadastro.

As principais taxas anuais de depreciação, por atividade, são as seguintes:

	Taxas anuais de depreciação (%)
Geração
Comporta	3,3
Reservatório	2,0
Casa de força	2,0
Gerador	3,3
Painel – Comando e Medição	3,6
Turbina hidráulica	2,5
Ponte rolante, guindaste e pórtico	3,3
Turbina a gás	4,0
Administração central
Equipamentos gerais	6,2
Veículos	14,3
Edificações, obras civis e benfeitorias	3,3