Diário Oficial 7 ANO 178 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 22 · GOIÂNIA, SEXTA-FEIRA, 24 DE ABRIL DE 2015 8 Diário Oficial ANO 178 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 22.066 Celg Geração e Transmissão

GOIÂNIA, SEXTA-FEIRA, 24 DE ABRIL DE 2015ANO 178 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 22.066 7Diário Oficial

Celg Ge ra ção e Trans mis são S.A. CELG GT

CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DO

MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO

O Ano de 2014 foi um ano de grandes desafios para a Celg Geração e Transmissão S.A. – CELG GT, motivado tanto por demandassetoriais quanto pela reestruturação societária do grupo econômico vinculado à Companhia Celg de Participações – CELGPAR.

Com a conclusão definitiva da transferência do controle acionário da Celg Distribuição S.A. – CELG D para as Centrais ElétricasBrasileiras S.A. – ELETROBRAS, a CELG GT passou a ser única subsidiária integral da CELGPAR. Com a reestruturação, oorganograma do Grupo Econômico é apresentado a seguir:

Ainda em decorrência da operação mencionada, a CELG GT está em processo de recebimento, transferência e regularização decerca de 1.500 imóveis não vinculados à Concessão de Distribuição, que encontravam-se no ativo imobilizado da CELG D, pro-cedimentos estes vinculados ao acordo de alienação da participação acionária da CELG D, em consonância com a deliberaçãodo poder concedente, por meio do Despacho 4.179/2014-ANEEL. A otimização do uso destes imóveis, seja por sua alienação ouadequada destinação, priorizará a expansão das atividades econômicas da companhia, vinculadas às suas concessões de geraçãoe transmissão de energia elétrica.

Com a respectiva reestruturação do Grupo Econômico, esta Administração, no intuito de proporcionar um ambiente de crescimentosustentável, tem como desafios para os próximos meses suprir a infraestrutura da CELG GT, através da construção de sede própria,bem como a implantação do Centro de Operação da Transmissão próprio e readequação da tecnologia da informação, de forma aviabilizar o suporte estrutural necessário para o crescimento almejado.

Neste sentido, também foram promovidas diversas ações para a adequação do quadro de pessoal, tanto no sentido de se reduzircustos, quanto no viés de se compor o quadro com profissionais qualificados para as respectivas funções.

Em setembro de 2014 foram desligados os últimos empregados que fizeram adesão ao Programa de Desligamento Voluntário aber-to em 26 de março de 2012, através da Resolução 005/2012 e, em janeiro de 2015, a CELG GT divulgou um novo Programa deDemissão Incentivado, cujo regramento consta da Resolução 01/2015 – CELG GT.

Ademais, concluiu-se o Concurso CELG GT 2014, devendo os aprovados ingressarem na companhia no decorrer do ano 2015.

Também no ano de 2014, a CELG GT através da participação no Leilão ANEEL 04/2014, sagrou-se vencedora do Lote F, o qual com-preende a construção da Linha de Transmissão em 230kV entre as Subestações Itumbiara e Paranaíba, no Estado de Goiás.

Não obstante a crise do setor elétrico, bem como do alarmante cenário econômico para o ano de 2015, buscaremos atuar, com opropósito de ampliar a Geração em Goiás, não somente através das fontes tradicionais, mas também via fontes alternativas, inclu-sive solar, além de atender às ampliações e melhorias no sistema de transmissão, bem como participar dos Leilões a serem pro-movidos pela ANEEL.

No ano de 2015 esperamos o recebimento das indenizações de RBNI, tanto das parcelas vencidas desde outubro/2014, que encon-tram-se em atraso, bem como as demais regulares, a vencerem até agosto/2015, conforme Portaria Interministerial nº580/2012/MME/MF. Já em relação à indenização de RBSE a CELG GT entregará o Laudo de Avaliação e espera ainda a homolo-gação do valor neste ano de 2015.

Outrossim, submetemos, para apreciação e, em cumprimento às disposições legais e estatutárias, o Relatório da Administração, asDemonstrações Financeiras e Notas Explicativas, acompanhados do Parecer dos Auditores Independentes da Celg Geração eTransmissão S.A. – CELG GT, referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2014.

José Fernando Navarrete PenaPresidente

PERFIL E INVESTIMENTOS DA CELG GT

Negócios da CELG GT

A CELG Geração e Transmissão S.A – CELG GT é uma companhia subsidiária integral da Companhia Celg de Participações –CELG PAR, cuja criação foi autorizada pela Lei nº 13.537, de 15 de outubro de 1999, com a redação dada pela Lei nº 15.148, de11 de abril de 2005. Ressalta-se que as atividades e concessões então administradas decorrem da Companhia Energética de Goiás,cuja segregação foi proveniente de determinação legal para a desverticalização das atividades do setor elétrico. Assim, contamoscom mais de 58 anos de mercado. Abaixo os nossos Contratos de Concessão:

As atividades da CELG GT concentram-se no Estado de Goiás. A empresa também possui participação acionária em empreendi-mentos nos seguimentos de geração e transmissão de energia elétrica, tanto em sociedades constituídas quanto em consórcios.

Apresentaremos a seguir os principais empreendimentos da companhia nos segmentos de transmissão e geração.Atuação da CELG GT no segmento de Transmissão

Por meio do Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 63/2001 – ANEEL, a CELG GT é a concessionária responsávelpor operar, manter e conservar as seguintes subestações e linhas de transmissão:

SUBESTAÇÕES OPERADAS E MANTIDAS PELA CELG GT – CONTRATO DE CONCESSÃO Nº 063/2001 – ANEELSubestação Município Tensão (kV) Potência Instalada (MVA)Águas Lindas Águas Lindas de Goiás 230/69 kV 100Anhanguera Aparecida de Goiânia 230/138/69 kV 250Cachoeira Dourada Cachoeira Dourada de Goiás 230/138 kV 220Carajás Goiânia 230/138 kV 225Firminópolis Firminópolis 230/138 kV 150Goiânia Leste Goiânia 230/13,8 kV 150Itapaci Itapaci 230/69 kV 100Palmeiras Palmeiras de Goiás 230/69 kV 100Paranaíba Itumbiara 230/69 kV 100Pirineus Anápolis 230/138 kV 225Planalto Morrinhos 230/69 kV 84Xavantes Goiânia 230/138 kV 450Tabela 1 – Subestações sob gestão da CELG GT – Contrato de Concessão nº 063/2001 – ANEEL

LINHAS DE TRANSMISSÃO OPERADAS E MANTIDAS PELA CELG GT – CONTRATO DE CONCESSÃO Nº 063/2001 - ANEELLinhas de Transmissão Tensão (kV) Extensão (km)Paranaíba – UHE Itumbiara 230 11Cachoeira Dourada - Anhanguera 230 194,7Cachoeira Dourada - Planalto 230 85Planalto - Anhanguera 230 113Anhanguera - Goiânia Leste 230 12,4Goiânia Leste – Xavantes 230 27Xavantes - Bandeirantes L1 230 35,8Xavantes - Bandeirantes L2 (trecho CELG) 230 15,8Pirineus - Xavantes (trecho CELG) 230 15,8Anhanguera – Carajás C-1 230 16,53Anhanguera – Carajás C-2 230 16,49Carajás - Palmeiras 230 66,1Palmeiras – Firminópolis 230 47,5Barro Alto Furnas – Itapaci 230 67,8TOTAL 230 kV 724,92Tabela 2 - Linhas de Transmissão sob Gestão da CELG GT - Contrato de Concessão nº 63/2001

Além do Contrato de Concessão supramencionado, a Companhia, no primeiro trimestre de 2015, assinou e enviou à ANEEL o con-trato de Concessão decorrente do Lote F do Leilão 004/2014 – ANEEL, permanecendo no aguardo da formalização final do mesmopor parte do órgão regulador. Tal contrato prevê Instalações de Transmissão nos Estados de Minas Gerais e Goiás, compreenden-do a Linha de Transmissão Itumbiara – Paranaíba, em 230 kV, circuito simples, com extensão aproximada de 11 km, com origem naSubestação Itumbiara e término na Subestação Paranaíba, e respectivas conexões, instalações vinculadas e demais instalaçõesnecessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio.

A referida Linha de Transmissão assegurará maior confiabilidade ao suprimento de cargas da região Sul do estado de Goiás a par-tir da Usina de Itumbiara, inclusive para as grandes agroindústrias localizadas em Itumbiara e região. A data contratual para a entra-da em operação comercial é 6 de setembro de 2017, contudo, considerando que a Data de Necessidade é janeiro/2016, a CELG GTenvidará esforços para antecipar a implantação, de forma a atender a demanda, bem como, se possível, antecipar a Receita AnualPermitida – RAP.

A CELG GT participa ainda de mais três sociedades no segmento de transmissão, conforme observa-se a seguir:

Atuação da CELG GT no segmento de Geração

No segmento de Geração, a CELG GT possui o Contrato de Concessão Nº 62/2000-ANEEL, pelo qual consta a outorga da PequenaCentral Hidrelétrica Rochedo com vencimento contratual previsto para julho/2015.

A CELG GT, por força da Portaria 352/2013-MME, de 10 de outubro de 2013, foi designada como responsável pela Prestação doServiço de Geração de Energia Elétrica, por meio da Usina Hidrelétrica denominada UHE São Domingos, com vistas a garantir acontinuidade do serviço.

Além disso, a CELG GT possui participação acionária nas seguintes sociedades:

A CELG GT está desenvolvendo, em parceria com a iniciativa privada e/ou empresa Pública, novos projetos de aproveitamentoshidrelétricos no Estado de Goiás e Tocantins, com vistas a ampliar a sua capacidade de geração para 200MW conforme mapa abaixo:

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO EXERCÍCIO SOCIAL 2014

GOIÂNIA, SEXTA-FEIRA, 24 DE ABRIL DE 2015ANO 178 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 22.0668 Diário Oficial


CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DOOs aproveitamentos hidrelétricos dos Rios Palma e Paranã cuja participação da CELG GT é, em média, de 23%, estão sendo reavali-ados com vistas a otimização de área de inundação e potência instalada com possibilidades de reenquadramento para potências infe-riores a 50MW, com exceção da UHE Paranã com potência instalada de 90MW, cujo Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica –EVTE foi concluído e obteve o aceite da ANEEL através do Despacho nº 30, de 8 de janeiro de 2014.

Dos 22 (vinte e dois) estudos de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs que a CELG GT desenvolve, em parceria com a iniciativaprivada, totalizando 421,6MW com participação média de 15% (60,2MW), 17 deles (345,5MW) encontram-se com os projetos bási-cos entregues e com aceite da ANEEL, aguardando Licenciamento Ambiental – LP para aprovação.

Destes 17 (dezessete) estudos, os 4 aproveitamentos do Rio Claro da região sudoeste de Goiás (115MW) cujos Estudos de ImpactoAmbiental – EIA foram protocolados na SEMARH em 2013, já realizaram as Audiências Públicas em setembro de 2014 e aguardamemissão da Licença Prévia.Os 8 (oito) aproveitamentos do Rio Meia Ponte (186MW) aguardam aprovação do Estudo Integrado de Bacia Hidrográfica protocola-do na SEMARH em dezembro de 2012, para elaboração dos EIAs, assim como a PCH Salto no Rio Piracanjuba (21MW).

O processo de licenciamento dos 4 (quatro) aproveitamentos do Rio Mosquito (23,5MW) foi aberto junto ao IBAMA, por se tratar deum rio de fronteira estadual e, encontra-se em fase de emissão do Termo de Referência para elaboração dos estudos ambientais.

Os demais estudos encontram-se em fase de elaboração de Projeto Básico e desenvolvimento de Estudo Integrado de Bacia – EIBH.O quadro abaixo sintetiza a atuação da CELG GT no seguimento de geração no ano de 2014:

Governança Corporativa e Auditoria Externa

A CELG GT prima pela gestão transparente. Assim, no que diz respeito à prestação de serviços relacionados à auditoria externa, aCELG GT segue princípios que preservam a independência do auditor.

As Demonstrações Financeiras do exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2014 foram auditadas pela UHY MoreiraAuditores.

As políticas da Companhia e de suas controladas vedam a contratação de seus auditores independentes para a prestação de serviçosque acarretam conflito de interesses ou perda de objetividade dos mesmos. A CELG GT adota um sistema de rodízio de seus audi-tores independentes com periodicidade de cinco anos, atendendo à determinação da CVM, conforme previsto em lei, selecionadospor meio de processo de licitação pública.

Gestão Sustentável

A CELG GT aplica políticas de gestão que visam o equilíbrio entre desempenho da empresa e conservação do meio ambiente alémda preocupação com seus colaboradores.

Atende às normas inerentes ao meio ambiente tanto no que tange à exploração de recursos hídricos, quanto em termos de cuidadoscom a fauna e a flora em sua extensão de área de servidão.

No sentido de explorar outras fontes alternativas, com vistas a aprimorar práticas que efetivamente contribuam com o meio ambientee ao mesmo tempo garanta o desempenho da companhia, a CELG GT, em parceria com a CELD D e demais cooperadas, a título depesquisa e desenvolvimento, deverá assinar em 2015 o convênio para desenvolvimento do Projeto de Geração Distribuída de Energiaproduzida a partir de Biogás gerado por Efluentes Líquidos, conforme aprovado pela Agência por meio do Ofício nº 148/2013-SPE/ANEEL.

PANORAMA ECONÔMICO E SETORIAL

Panorama Econômico

O mercado financeiro está prevendo crescimento econômico negativo da ordem de 1% para o ano de 2015, o que advém principal-mente do desaquecimento da indústria, da redução de investimentos por parte do governo, dos ajustes na política fiscal, bem comoda redução na confiança de empresários e consumidores, além de outras influências, por exemplo, de ordem política.

A inflação, que por um bom tempo foi contida pela manipulação dos preços controlados, tais como energia e petróleo, deve passar oano de 2015 superando o limite da meta perseguida pelo Banco Central, sendo agravada ainda mais pela recente depreciação docâmbio, decorrente não apenas de fatores externos, mas também dos cenários econômico e político domésticos, que têm minado aconfiança dos agentes nacionais e internacionais.

Frente a esta situação de inflação elevada, um instrumento muito utilizado pelo Banco Central, além do compulsório, é o aumento daTaxa Básica de Juros –SELIC, cuja estimativa para o final de 2015, de acordo com último Boletim Focus, de 6 de março de 2015, éda ordem de 13% a.a.

Assim, além do elevado custo de referência para as operações de crédito via setor bancário, observa-se um comportamento derestrição de Crédito, não somente pelos bancos privados, mas também observado em bancos fomentadores do desenvolvimento,como o BNDES, que reduziu, a partir de 2015, sua participação nos projetos de infraestrutura, como aqueles ligados ao setor elétri-co, de até 90% para o limite de financiamento para apenas 50% dos itens financiáveis.

Ademais, outro fator que aumentou ainda mais o custo de crédito para investimento foi o aumento da Taxa de Juros de Longo Prazo– TJLP, a qual esteve nos últimos dois anos em 5% e, já no primeiro trimestre, passou para 5,5% ao ano, representando, assim, umaumento de 10% na referida taxa de uma única vez.

A depreciação do câmbio também afeta sobremaneira o setor elétrico, dado o aumento no custo de aquisição de alguns equipamen-tos imprescindíveis para implantação de empreendimentos de geração e transmissão, os quais são importados e/ou cotados namoeda americana.

Nesta perspectiva, espera-se que o ano de 2015 seja um ano de grandes desafios, o que exigirá da administração da companhiamedidas de gestão ainda mais eficazes e a adoção de critérios ainda mais rígidos na avaliação de novos investimentos.

Panorama Setorial – Institucional Regulatório

O ano de 2014 foi marcado pela acomodação dos efeitos da alteração do marco regulatório introduzido pela MP 579/2012, o que, ali-ado à baixa afluência, representou uma crise generalizada para o setor elétrico, que começou pelos reflexos nos segmentos degeração e transmissão (pela redução compulsória nas tarifas para aqueles concessionários que optaram pela renovação das con-cessões), passando pelas Distribuidoras, cujo impacto foi a forte pressão sobre seus caixas.

Tais fatores requereram medidas emergenciais por parte do Poder Concedente, o qual, no ano de 2014, através da Câmara deComercialização de Energia Elétrica – CCEE, captou mais de R$ 17,8 bilhões para liquidação de energia, que teve os preços de ener-gia de curto prazo – PLD, no teto, praticamente todo o ano de 2014.

Enfim, a energia no PLD mais cara repercutiu ainda mais uma vez no desempenho das geradoras, seja pela necessidade de honrarseus contratos, que ficaram descobertos pela não geração em razão da estiagem que atingiu os reservatórios, quanto pelo MRE.

Tudo isso ensejou a atuação da Agência Reguladora com vistas a mitigar um possível colapso dos agentes. Assim, através daConsulta Pública 09/2014 e Audiência Pública 54/2014, a ANEEL revisitou os critérios para precificação da energia no curto prazo(PLD), já que o preço pelo custo marginal da energia térmica mais cara mostrou-se inviável, na medida em que favoreceu geradorescom sobra de energia, mas por outro lado prejudicou consideravelmente geradoras hidrelétricas que são de grande valia para o sis-tema, mas que em períodos extremamente secos, sem chuva suficiente para a geração de energia (firme), teve que honrar a entre-ga de suas energias vendidas ao custo de PLD, sem contar a enorme crise criada para o segmento de Distribuição, ao tempo emque, mesmo obedecendo todas as regras e acertando todas as suas projeções de mercado, ficaram expostas involuntariamentedevido à falta de oferta de energia nos Leilões A-1 (energia antiga).

No ano de 2014 e no primeiro bimestre de 2015, a Agência Nacional de Energia Elétrica promoveu diversas Audiências Públicas, den-tre elas observa-se duas em relação a novos aditamentos ao contrato de concessão, com vistas a possibilitar a revisão dasIndenizações de RBNI (AP 066/2014), e também para a compensação dos custos de manutenção dos ativos com vida útil regulatóriasesgotadas (AP 021/2014).Além delas, observou-se uma quantidade relativamente elevada de discussão de aspectos regulatórios com vistas a remodelar asnormas às necessidades do setor.

Observa-se, por exemplo, a Audiência Pública 08/2015, que discutiu a revisão dos critérios/parâmetros para novos leilões de trans-missão, haja vista a quantidade de lotes sem proponentes, devido à falta de atratividade em diversos empreendimentos licitados entre2013 e 2014, frustrando assim não somente as expectativas da Agência, mas principalmente o planejamento do setor, já que a trans-formação e transmissão são imprescindíveis para o escoamento da energia.

Além da alteração do critério de precificação da energia no curto prazo, outra medida assertiva adotada pelo poder concedente, comefeitos apenas a partir de 2015, é a aplicação da bandeira tarifária, em que oportuniza ao consumidor sentir de forma mais imediataas variações nos preços de energia, o que pode lhe conceder o benefício da gestão de seu consumo em tempo oportuno e, por outrolado, mostra-se como uma forma de amenizar o impacto negativo nos caixas das Distribuidoras, reduzindo seus saldos de contas deCompensações das Variações da Parcela A.

Assim, o cenário que se desenha para 2015 é de um preço elevado da energia final ao consumidor e desaquecimento da atividadeindustrial, eletro intensiva. O que por um lado evidencia a falha no planejamento, execução e expansão do setor, mas por outro, tantopara o Poder Concedente quanto para os agentes, pode ser uma janela para restabelecer o equilibro na oferta de energia, atravésdo incentivo à implantação de novos empreendimentos de geração, bem como para licitar e promover condições para instalação dosativos de transmissão necessários para o bom desempenho do Sistema Interligado Nacional.

DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

A Receita Operacional Líquida da CELG GT em 2014, originada de suas atividades como geradora e transmissora de energia elétri-ca totalizou R$ 52,08 milhões de reais, dos quais 77% referem-se ao uso do sistema de transmissão e 23% proveniente de geração.

A variação da receita bruta foi de -2,62%, passando de R$ 61,89 milhões em 2013 para R$ 60,27 milhões em 2014, ainda sob osresquícios da redução da Receita Anual Permitida – RAP. As deduções à receita operacional bruta equivaleram a 13,6% da receitabruta, tendo sido acrescidas em 21,39%, comparativamente a 2013. No ano 2014 a Celg GT apresentou prejuízo de R$ 2,5 milhões.

Os dados econômico-financeiros da CELG GT em 2014 encontram-se abaixo relacionados:

Os custos não gerenciáveis apresentaram uma diminuição na participação do custo total da atividade de transmissão (diminuição de25% para 17% de participação em 2014) e um aumento na participação do custo total da atividade de geração (aumento de 42% para51% em 2014). Enquanto os custos gerenciáveis aumentaram a participação na composição do custo total das atividades de trans-missão (aumento de 75% para 83% em 2014) e uma diminuição na participação do custo total das atividades de geração (diminuiçãode 58% para 49% em 2014).

O Patrimônio Líquido da CELG GT teve diminuição de 0,79%, em 31 de dezembro de 2014, encerrando o exercício em R$ 312.829mil.

A estrutura de capital encerrou o exercício com 52,78% de capital próprio e 47,22% de capital de terceiros, tendo este elevado 6,73%em relação a 2013.




Balanço Social Anual / 2014Empresa: CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S/A - CELG GT1 - Base de Cálculo 2014 Valor (Mil reais) 2013 Valor (Mil reais)

Receita líquida (RL) 52.083 55.149Resultado operacional (RO) -4.316 -5.082Folha de pagamento bruta (FPB) 23.616 21.973

2 - Indicadores Sociais Internos Valor (mil) % sobre FPB % sobre RL Valor (mil) % sobre FPB % sobre RL

Alimentação 1.021 4,32% 1,96% 916 4,17% 1,66%Encargos sociais compulsórios 6.034 25,55% 11,59% 5.330 24,26% 9,66%Previdência privada 602 2,55% 1,16% 558 2,54% 1,01%Saúde 951 4,03% 1,83% 555 2,53% 1,01%Segurança e saúde no trabalho 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Educação 96 0,41% 0,18% 0 0,00% 0,00%Cultura 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Capacitação e desenvolvimento profissional 61 0,26% 0,12% 34 0,15% 0,06%Creches ou auxílio-creche 82 0,35% 0,16% 88 0,40% 0,16%Participação nos lucros ou resultados 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Outros 58 0,25% 0,11% 0 0,00% 0,00%Total - Indicadores sociais internos 8.905 37,71% 17,10% 7.481 34,05% 13,57%

3 - Indicadores Sociais Externos Valor (mil) % sobre RO % sobre RL Valor (mil) % sobre RO % sobre RL

Educação 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Cultura 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Saúde e saneamento 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Esporte 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Combate à fome e segurança alimentar 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Outros 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Total das contribuições para a sociedade 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Tributos (excluídos encargos sociais) 11.078 -256,67% 21,27% 16.630 -327,23% 30,15%Total - Indicadores sociais externos 11.078 -256,67% 21,27% 16.630 -327,23% 30,15%

4 - Indicadores Ambientais Valor (mil) % sobre RO % sobre RL Valor (mil) % sobre RO % sobre RL

Investimentos relacionados com a produção/operação da empresa 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Investimentos em programas e/ou projetos externos 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%Total dos investimentos em meio ambiente 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00%

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

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

5 - Indicadores do Corpo Funcional 2014 2013

Nº de empregados(as) ao final do período 92 92Nº de admissões durante o período 11 5Nº de empregados(as) terceirizados(as) 5 6Nº de estagiários(as) 31 26Nº de empregados(as) acima de 45 anos 40 33Nº de mulheres que trabalham na empresa 11 12% de cargos de chefia ocupados por mulheres 21% 29%Nº de negros(as) que trabalham na empresa 41 38% de cargos de chefia ocupados por negros(as) 25% 36%Nº de pessoas com deficiência ou necessidades especiais 0 1

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

Relação entre a maior e a menor remuneração na empresa 7 7Número total de acidentes de trabalho 0 0

( ) direção ( x ) direção ( ) todos(as) ( ) direção ( x ) direção e ( ) todos(as)e gerências empregados(as) gerências empregados(as)

( ) direção ( ) todos(as) ( x ) todos(as) ( ) direção ( ) todos(as) ( x ) todos(as)e gerências empregados(as) + Cipa e gerências empregados(as) + Cipa

( ) não se ( x ) segue as ( ) incentiva e ( ) não se ( x ) seguirá as ( ) incentivará eenvolve normas da OIT segue a OIT envolverá normas da OIT seguirá a OIT

( ) direção ( ) direção e ( x ) todos(as) ( ) direção ( ) direção ( x ) todos(as) gerências empregados(as) e gerências empregados(as)

( ) direção ( ) direção e ( ) todos(as) ( ) direção ( ) direção e ( ) todos(as) gerências empregados(as) gerências empregados(as)

( ) não são ( x ) são ( ) são exigidos ( ) não serão ( x ) serão ( ) serão considerados sugeridos considerados sugeridos exigidos

( ) não se ( x ) apóia ( ) organiza ( ) não se ( ) apoiará ( x ) organizaráenvolve e incentiva envolverá e incentivará

na empresa no Procon na Justiça na empresa no Procon na Justiça0 0 0 0 0 0

na empresa no Procon na Justiça na empresa no Procon na Justiça _______% _______% _______% _______% _______% _______%

Em 2014: 45.590 Em 2013: 69.756

24,3% governo 53,1% colaboradores(as) 23,4% governo 31,5% colaboradores(as)0,0% acionistas 28,1% terceiros -5,5% retido 0,0% acionistas 25,9% terceiros 19,2% retido

Os projetos sociais e ambientais desenvolvidospela empresa foram definidos por:

Os pradrões de segurança e salubridade noambiente de trabalho foram definidos por:

Quanto à liberdade sindical, ao direito de negociaçãocoletiva e à representação interna dos(as)trabalhadores(as), a empresa:

A previdência privada contempla:

A participação dos lucros ou resultados contempla:

Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrõeséticos e de responsabilidade social e ambientaladotados pela empresa:

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

Número total de reclamações e críticas deconsumidores(as):

% de reclamações e críticas atendidas ousolucionadas:

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

Distribuição do Valor Adicionado (DVA):

7 - Outras Informações

BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014 E 31 DE DEZEMBRO DE 2013(Valores expressos em milhares de reais)

ATIVO Notas 31/12/2014 31/12/2013

CIRCULANTE

Caixa e equivalentes de caixa 4 84.985 70.885Contas a receber 5 4.506 3.362Créditos fiscais 6 2.032 922Outros devedores 7 35.450 39.144Ativo financeiro - bens da concessão 5 31.888 24.978Transação com partes relacionadas 8 2.821 5.423Provisão para créditos de liquidação duvidosa 5 (172) (195)Estoques 4.128 4.141Cauções 146 -Despesas pagas antecipadamente 174 173

Total do ativo circulante 165.958 148.833

NÃO CIRCULANTE

REALIZÁVEL A LONGO PRAZO

Outros Devedores 7 - 25.122Ativo financeiro - bens da concessão 5 191.297 188.147Depósitos vinculados a litígio 118 77

191.415 213.346

INVESTIMENTOS 9 69.501 59.774IMOBILIZADO 10 32.906 32.619INTANGÍVEL 11 756 720

Total do ativo não circulante 294.578 306.459

TOTAL DO ATIVO 460.536 455.292

DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS ABRANGENTES PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014 E DE 2013(Valores expressos em milhares de reais)

01/01/2014 a 01/01/2013 a 31/12/2014 31/12/2013

LUCRO/PREJUÍZO LÍQUIDO DO PERÍODO (2.498) 13.422

Outros resultados abrangentes - -

RESULTADO ABRANGENTE DO PERÍODO (2.498) 13.422

DEMONSTRAÇÃO DOS RESULTADOS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014 E DE 2013

(Valores expressos em milhares de reais, exceto lucro/prejuízo por ações)

Notas 01/01/2014 a 01/01/2013 a31/12/2014 31/12/2013

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 21 52.083 55.149

CUSTO DOS PRODUTOS VENDIDOS 22

Pessoal e administradores (12.345) (11.974)Entidade de previdência privada (284) (280)Materiais (380) (437)Serviços de terceiros (4.923) (4.367)Depreciação/Amortização (3.444) (3.454)Amortização do ativo financeiro - Concessões - (1)Tributos (111) (21)Compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos (296) (178)Taxa de fiscalização (162) (231)Energia elétrica comprada para revenda (4.212) (3.280)Custo de construção (13.404) (23.894)Provisão para créditos de liquidação duvidosa 23 - (10)Recuperação de custos 91 35Outros custos (1.159) (554)

(40.606) (48.646)

LUCRO BRUTO 11.477 6.503

DESPESAS OPERACIONAIS 22

Pessoal e administradores (11.271) (9.421)Entidade de previdência privada (318) (298)Materiais (155) (90)Serviços de terceiros (2.231) (1.187)Depreciação/Amortização (19) (20)Tributos (158) (104)Provisão para contingências - 264 Recuperação de despesas 115 97 Outras despesas (1.756) (826)

(15.793) (11.585)

RESULTADO OPERACIONAL ANTES DOS EFEITOS FINANCEIROS (4.316) (5.082)

RECEITAS FINANCEIRAS

Rendas 12.017 10.130 Variações monetárias 3.802 6.754 Outras 42 9 Resultado de equivalência patrimonial e de participações societárias 1.345 4.014

17.206 20.907 DESPESAS FINANCEIRAS

Encargos de dívidas (8.631) (11.260)Variações monetárias (3.659) (4.654)Outras (502) (2.149)

(12.792) (18.063)

RESULTADO FINANCEIRO 4.414 2.844

OUTROS RESULTADOS 23 - 25.013

LUCRO/PREJUÍZO ANTES DO IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 98 22.775

Contribuição social (690) (2.479)Imposto de renda (1.906) (6.874)

(2.596) (9.353)

LUCRO/PREJUÍZO LÍQUIDO DO PERÍODO (2.498) 13.422

Lucro/Prejuízo por ações (0,008) 0,042

PASSIVO Notas 31/12/2014 31/12/2013

CIRCULANTE

Fornecedores 12 345 1.445Folha de pagamento 13 1.939 1.666Tributos e contribuições sociais 14 5.261 4.797Empréstimos e financiamentos 15 3.324 3.323Obrigações estimadas 16 1.846 1.642Taxas regulamentares 17 1.924 1.549Transação com partes relacionadas 8 21 46.864Outros credores 18 7.126 227

Total do passivo circulante 21.786 61.513

NÃO CIRCULANTE

Tributos e contribuições sociais 14 - 2.134Empréstimos e financiamentos 15 10.863 13.830Folha de pagamento 13 455 521Transação com partes relacionadas 8 112.818 61.555Provisão para contingências 19 1.785 412

Total do passivo não circulante 125.921 78.452

PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Capital realizado 20 329.725 329.725Prejuízos acumulados (16.896) (14.398)

Total do patrimônio líquido 312.829 315.327

TOTAL DO PASSIVO 460.536 455.292




NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS REFERENTES AOS EXERCÍCIOS FINDOSEM 31 DE DEZEMBRO DE 2014 E 31 DE DEZEMBRO DE 2013

(Valores expressos em milhares de reais)

31/12/2014 31/12/2013Reapresentado

FLUXO DE CAIXA PROVENIENTE DAS OPERAÇÕES

CAIXA GERADO PELAS OPERAÇÕESRecebimentos de clientes e outros 51.620 40.199 Rendimentos de aplicações financeiras 6.648 3.874 Pagamentos a fornecedores (11.185) (8.114)Pagamentos a empregados (24.413) (21.635)Pagamentos de impostos e contribuições (8.767) (10.303)Outras despesas operacionais e administrativas (1.262) (1.439)

12.641 2.582 Receitas financeiras recebidas 4.871 9.842 Despesas financeiras pagas (896) (1.306)Tributos sobre o lucro (3.444) (2.996)

RECURSOS LÍQUIDOS PROVENIENTES DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS 13.172 8.122

FLUXO DE CAIXA PROVENIENTE DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTOS

Dividendos recebidos 1.197 708 Recebimento de indenização do ativo financeiro 28.263 37.683 Aquisição de imobilizado e ativo financeiro (11.017) (14.260)Aquisição de investimentos societários (10.039) (1.157)Outros (4.354) (20)

RECURSOS LÍQUIDOS PROVENIENTES DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO 4.050 22.954

FLUXO DE CAIXA PROVENIENTE DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO

Empréstimos e financiamentos obtidos - 1.455Pagamento de serviço da dívida (3.122) (2.279)

RECURSOS LÍQUIDOS PROVENIENTES DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO (3.122) (824)

AUMENTO NO CAIXA E EQUIVALENTES 14.100 30.252

Caixa e equivalentes de caixa no início do período 70.885 40.633Caixa e equivalentes de caixa no final do período 84.985 70.885

AUMENTO NO CAIXA E EQUIVALENTES 14.100 30.252

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.

DIRETORIA:

José Fernando Navarrete Pena Braulio Afonso Moraes Augusto Francisco da Silva Cleiton Silva FerreiraDiretor - Presidente Diretor Vice-Presidente Diretor Técnico e Comercial Contador CRC-GO 018721/O-6

CPF nº 303.118.701-63 CPF nº 082.965.101-20 CPF nº 122.424.701-91 CPF nº 964.944.921-34

DEMONSTRAÇÃO DOS VALORES ADICIONADOS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014 E DE 2013(Valores expressos em milhares de reais)

31/12/2014 31/12/2013

1. RECEITAS

Receita operacional bruta 60.268 61.892 Provisão para créditos de liquidação duvidosa 23 (10)

60.291 61.882

2. INSUMOS

Materiais (535) (527)Serviços de terceiros (7.154) (5.554)Outros custos operacionais (20.755) (28.490)

(28.444) (34.571)

3. VALOR ADICIONADO BRUTO (1 - 2) 31.847 27.311

4. RETENÇÕES

Quotas de reintegração (3.463) (3.474)Amortização do ativo financeiro - concessões - (1)

(3.463) (3.475)

5. VALOR ADICIONADO LÍQUIDO (3 - 4) 28.384 23.836

6. VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIA

Receitas financeiras e variações monetárias ativas 15.861 16.893 Resultado de equivalência patrimonial e de participações societárias 1.345 4.014 Outros resultados - 25.013

17.206 45.920

7. VALOR ADICIONADO TOTAL A DISTRIBUIR (5 + 6) 45.590 69.756

8. DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO 45.590 69.756

8.1. Pessoal 24.218 21.973 8.2. Governo 11.078 16.298 8.3. Financiadores 12.792 18.063 8.4. Lucro/Prejuízo líquido do período (2.498) 13.422

DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRODE 2014 E DE 2013

(Valores expressos em milhares de reais)

Capital Lucros/Prejuízos Totalsocial acumulados Patrimônio Líquido

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 (REAPRESENTADO) 329.725 (27.820) 301.905

Lucro líquido do período - 13.422 13.422

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2013 329.725 (14.398) 315.327


Prejuízo líquido do período - (2.498) (2.498)


1. CONTEXTO OPERACIONAL

A CELG Geração e Transmissão S.A. – CELG GT (“Companhia”) é uma sociedade anônima de capital fechado, subsidiária integralda Companhia CELG de Participações (“CELGPAR”), com sede na cidade de Goiânia, Estado de Goiás, Brasil, constituída em 15 dedezembro de 2005 com início das suas operações a partir de 1º de setembro de 2006, como resultado do processo de desmembra-mento das atividades da Companhia Energética de Goiás - CELG, determinado pelo Governo Federal conforme Lei nº 10.848, de 15de março de 2004.

Em 20 de maio de 2011, através da ata da 26ª Assembleia Geral Extraordinária, o nome fantasia da companhia foi alterado, sendosubstituído “CELG G&T” por “CELG GT”.

Objeto Social

A CELG GT está destinada à exploração técnica e comercial de instalações de geração e de transmissão que lhes foram outorga-dos pelo Poder Concedente, para isso poderá realizar estudos, elaborar projeções, pesquisar, planejar, construir e operar instalaçõesde geração, transformação e transporte de energia elétrica, sendo tais atividades regulamentadas pela Agência Nacional de EnergiaElétrica – ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia – MME. Adicionalmente, a CELG GT está autorizada a participar deconsórcios ou companhias, em conjunto com empresas privadas, com o objetivo de desenvolver atividades nas áreas de energia,observada a legislação aplicável.

A Companhia possui três usinas hidrelétricas, linhas e subestações de transmissão pertencentes à rede básica do sistema brasileirode geração e transmissão.

Concessões

A transferência das concessões de geração e transmissão de energia elétrica da Companhia Energética de Goiás para a CELG GTfoi aprovada pela ANEEL através da Resolução Autorizativa nº 643 de 25 de julho de 2006.

A Companhia detém junto à ANEEL as seguintes concessões:

Geração Localidade Contrato Data concessão Vencimento Capacidade instalada Capacidade utilizada (MW) (MW)

Hidrelétricas:Rochedo Rio Meia Ponte 62/2000 17/08/1999 07/07/2015 4,000 4,000 São Domingos1 Rio São Domingos 62/2000 22/05/1981 24/05/2011 12,000 12,000 Mosquito Rio Mosquito 62/2000 17/08/1999 07/07/2015 0,360 0,360

16,360 16,360

1 Em 14 de março de 2008 foi solicitada a renovação da concessão pela administração da Celg GT, estando esta renovação em dis-cussão administrativa junto ao Ministério de Minas e Energia – MME, bem como na esfera judicial.

Transmissão Localidade Contrato Data concessão Vencimento Capacidade instalada (MVA)Rede básica1 Goiás 63/2001 07/07/1995 05/12/2042 1.989

1 Ver Nota Explicativa nº 29 – Prorrogação das Concessões de Geração e Transmissão de Energia Elétrica.

2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

2.1. Bases de elaboração e apresentação

As Demonstrações Financeiras foram elaboradas e estão sendo apresentadas em conformidade com as práticas contábeis adotadasno Brasil, as quais abrangem as disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, pronunciamentos, interpretações e orien-tações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (“CPC”) e aprovadas pela Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”). Emconformidade com a legislação brasileira vigente, essas Demonstrações Financeiras apresentam a avaliação do investimento emempreendimento controlado em conjunto pelo método da equivalência patrimonial. Desta forma, essas Demonstrações Financeirasnão são consideradas como estando conforme as Normas Internacionais de Relatório Financeiro – IFRS, que exigem a avaliaçãodestes investimentos pelo seu valor justo ou pelo seu valor de custo.

As Demonstrações Financeiras foram elaboradas com base no custo histórico, exceto quando informado de outra forma, conformedescrito nas práticas contábeis a seguir. O custo histórico geralmente é baseado no valor justo das contraprestações pagas em trocade ativos. As Demonstrações Financeiras referentes ao período findo em 31 de dezembro de 2014 foram autorizadas pela DiretoriaExecutiva.

2.2. Moeda funcional e de apresentação

Essas Demonstrações Financeiras são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Companhia. Todas as informações finan-ceiras estão apresentadas em milhares de Reais, exceto quando indicado de outra forma.

2.3. Uso de estimativas, julgamentos e premissas

A preparação das Demonstrações Financeiras de acordo com as normas do CPC exige que a Administração faça julgamentos, esti-mativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas.Os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

Esses julgamentos, estimativas e premissas são revistos ao menos mensalmente e eventuais ajustes são reconhecidos no períodoem que estas são revisadas.

As principais estimativas relacionadas às Demonstrações Financeiras referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de: análise dorisco de crédito e de outros riscos para a determinação da necessidade de provisões, inclusive para contingências trabalhistas etransações realizadas no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

2.4. Avaliação de Investimento em Joint Venture

O investimento em controlada em conjunto, objeto do Pronunciamento Técnico CPC 19 (R2) – Investimento em EmpreendimentoControlado em Conjunto (Joint Venture), é avaliado pelo método da equivalência patrimonial no balanço individual da adquirente eapresentado pelo método da equivalência patrimonial nas demonstrações, tanto como parte das práticas contábeis brasileiras, quan-to das normas internacionais de contabilidade, que admitem o uso da equivalência patrimonial alternativamente à consolidação pro-porcional, alternativa adotada pelo CPC a partir da versão revisada (R2) do Pronunciamento Técnico CPC 19, conforme determina-do pela Interpretação Técnica ICPC 09 (R1).

Em 31 de dezembro de 2014 a participação nas controladas em conjunto se apresentava da seguinte forma:Data base das Participação %

Controlada em conjunto informações trimestrais 31/12/2014 31/12/2013

Energética Corumbá III S.A. - ECIII 31/12/2014 37,50 37,50 Pantanal Transmissão S.A. - Pantanal 31/12/2014 49,00 49,00 Lago Azul Transmissão S.A. - Lago Azul 31/12/2014 50,10 50,10

3. PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS

a. Caixa e equivalentes de caixa

A Companhia considera como caixa e equivalentes de caixa o dinheiro em caixa, depósitos bancários e investimentos de curto prazo.

Para que um investimento seja qualificado como equivalente de caixa, ele precisa ter conversibilidade imediata em montante con-hecido de caixa e estar sujeito a um insignificante risco de mudança de valor.

b. Contas a receber

Representam os valores faturados aos concessionários do serviço público de distribuição de energia elétrica, conforme contratosrealizados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEARs, operações realizadas na Câmarade Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e os valores a receber referentes aos serviços de construção, da receita financeirae dos serviços de operação e manutenção, bem como o valor do ativo indenizável da transmissão de energia elétrica.

O ativo indenizável, registrado ao término da construção, refere-se à parcela estimada dos investimentos realizados e não amorti-zados até o final da concessão e ao qual a Companhia terá direito de receber caixa ou outro ativo financeiro, ao término da vigên-cia do contrato de concessão. Conforme definido nos contratos, a extinção da concessão determinará, de pleno direito, a reversãoao poder concedente dos bens vinculados ao serviço, procedendo-se os levantamentos e avaliações, bem como a determinação domontante da indenização devida à concessionária, observados os valores e as datas de sua incorporação ao sistema elétrico.

A Companhia estimou o valor de indenização de seus ativos com base nos seus respectivos valores de livros, sendo este o mon-tante que a Administração entende ser o mínimo garantido pela regulamentação em vigor. Considerando que a Administração mon-itora de maneira constante a regulamentação do setor, em caso de mudanças nesta regulamentação que, por ventura alterem a esti-mativa sobre o valor de indenização dos ativos, os efeitos contábeis destas mudanças serão tratados de maneira prospectiva nasDemonstrações Financeiras. No entanto, a Administração reitera seu compromisso em continuar a defender os interesses dosacionistas da Companhia na realização destes ativos, visando a maximização do retorno sobre o capital investido na concessão, den-tro dos limites legais.

c. Provisão para créditos de liquidação duvidosa

É constituída em montante considerado suficiente pela Administração para cobertura de eventuais perdas na realização dos crédi-tos a receber da Companhia. Os critérios de constituição da provisão estão descritos na nota explicativa n° 5.d. Estoques

Os estoques são mensurados pelo menor valor entre o custo e o valor realizável líquido. O custo dos estoques é baseado noprincípio do custo médio de aquisição e inclui gastos incorridos na aquisição de estoques, custos de produção e transformaçãoe outros custos incorridos em trazê-los às suas localizações e condições existentes. Os materiais em estoque são classifica-dos no ativo circulante e os destinados a obras são classificados no Ativo Imobilizado e Ativo Financeiro, não sendo deprecia-dos ou amortizados.

e. Investimentos

As informações financeiras das controladas em conjunto e das coligadas são reconhecidas através do método de equivalênciapatrimonial. O investimento da Companhia inclui o ágio identificado na aquisição, líquido de quaisquer perdas acumuladas porredução ao valor recuperável.

f. Imobilizado

Os bens do Ativo Imobilizado são registrados ao custo de aquisição ou construção e deduzidos da depreciação e amortização acu-mulada.

DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA - MÉTODO DIRETO PARA OS EXERCÍCIOS FINDOSEM 31 DE DEZEMBRO DE 2014 E DE 2013(Valores expressos em milhares de reais)



CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DOA depreciação é calculada sobre os bens do ativo imobilizado em serviço, pelo método linear, tomando-se por base os saldos con-tábeis registrados nas respectivas Unidades de Cadastro – UC, conforme determina a Resolução Normativa ANEEL nº 367 de 2 dejunho de 2009, atualizada pela Resolução Normativa ANEEL nº 422 de 7 de dezembro de 2010, às taxas constantes na tabela anexaà mesma Resolução, as quais refletem a vida útil estimada dos bens.

g. Intangível

Inclui os direitos que tenham por objeto bens incorpóreos destinados a manutenção da entidade ou exercidos com tal finalidade. Osativos intangíveis serão amortizados somente caso sua vida útil possa ser razoavelmente estimada, caso contrário serão con-siderados como de vida útil indefinida, sendo assim sujeitos ao teste de recuperabilidade econômica.

h. Empréstimos e financiamentos

São atualizados pelas variações monetárias incorridas até a data do final do período, incluindo juros e demais encargos previstoscontratualmente. A Companhia não possui operações em moeda estrangeira.

i. Plano de suplementação de aposentadoria e pensão

A CELG GT é patrocinadora da ELETRA – Fundação CELG de Seguros e Previdência. Os custos associados ao plano previdenciáriosão reconhecidos à medida que as contribuições são devidas, observando o regime de competência e a Deliberação CVM nº 695de 13 de dezembro de 2012.

j. Imposto de renda e contribuição social

São calculados e provisionados com base nas alíquotas efetivas, vigentes na data de elaboração das Demonstrações Financeiras,de imposto de renda e contribuição social.

k. Resultado

O Resultado das operações é apurado em conformidade com o regime contábil de competência.

l. Estimativas

A preparação das informações financeiras requer que a Administração da Companhia se baseie em estimativas para o registro decertas transações que afetam os ativos e passivos, receitas e despesas da Companhia, bem como a divulgação de informaçõessobre dados das suas Demonstrações Financeiras. Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetivarealização em períodos subsequentes, podem diferir dessas estimativas.

As principais estimativas relacionadas às Demonstrações Financeiras referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de:– Provisão para créditos de liquidação duvidosa.– Provisão para contingências.– Transações realizadas no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

m. Informações por segmento

Um segmento operacional é um componente da Companhia que desenvolve atividades de negócio das quais pode obter receitas eincorrer em despesas, incluindo receitas e despesas relacionadas com transações com outros componentes da Companhia. Todosos resultados operacionais dos segmentos operacionais são revistos frequentemente pela Administração para decisões sobre osrecursos a serem alocados ao segmento e para avaliação de seu desempenho, e para o qual informações financeiras individu-alizadas estão disponíveis. Os resultados de segmentos que são reportados à Administração incluem itens diretamenteatribuíveis ao segmento, bem como aqueles que podem ser alocados em bases razoáveis. Os itens não alocados compreendemprincipalmente ativos corporativos (primariamente a sede da Companhia), despesas da sede e ativos e passivos de imposto de rendae contribuição social. Os gastos de capital por segmento são os custos totais incorridos durante o período para a aquisição de ativofinanceiro da concessão, intangível, imobilizado, e ativos intangíveis que não ágio.

n. Demonstração dos fluxos de caixa

As Informações sobre o fluxo de caixa de uma entidade são úteis para proporcionar aos usuários das Demonstrações Financeirasuma base para avaliar a capacidade de a entidade gerar caixa e equivalentes de caixa, bem como as necessidades da entidade deutilização desses fluxos de caixa. As decisões econômicas que são tomadas pelos usuários exigem avaliação da capacidade de aentidade gerar caixa e equivalentes de caixa, bem como da época de sua ocorrência e do grau de certeza de sua geração.

A Demonstração dos Fluxos de Caixa, quando usada em conjunto com as demais Demonstrações Financeiras, proporciona infor-mações que permitem que os usuários avaliem as mudanças nos ativos líquidos da entidade, sua estrutura financeira (inclusive sualiquidez e solvência) e sua capacidade para mudar os montantes e a época de ocorrência dos fluxos de caixa, a fim de adaptá-losàs mudanças nas circunstâncias e oportunidades.

Segundo o CPC 03 (R2) – Demonstração dos Fluxos de Caixa, os fluxos de caixa referentes a juros, dividendos e juros sobre ocapital próprio (JSCP) recebidos e pagos devem ser apresentados separadamente. Cada um deles deve ser classificado demaneira consistente, de período a período, como decorrentes de atividades operacionais, de investimento ou de financiamento.

O CPC encoraja fortemente as entidades a classificarem os juros, recebidos ou pagos, e os dividendos e juros sobre o capital própriorecebidos como fluxos de caixa das atividades operacionais, e os dividendos e juros sobre o capital próprio pagos como fluxos decaixa das atividades de financiamento. Contudo, a CELG GT adotava alternativa diferente, e, após revisão da Administração, ficoudecidido que seguiríamos em parte o que preconiza o CPC. Por entendermos que a nova classificação abaixo tem uma represen-tação mais adequada dos fluxos de caixa da Companhia, a CELG GT adotará a partir desse exercício a seguinte opção:

CPC CELG GT CELG GT NOVA OPÇÃOJuros pagos Atividades operacionais Atividades de financiamento Atividades operacionaisJuros recebidos Atividades operacionais Atividades de investimento Atividades operacionaisDividendos pagos Atividades de financiamento Atividades de financiamento Atividades de financiamentoDividendos recebidos Atividades operacionais Atividades de investimento Atividades de investimentoJSCP pagos Atividades de financiamento Atividades de financiamento Atividades de financiamentoJSCP recebidos Atividades operacionais Atividades de investimento Atividades de investimento

o. Demonstração do Valor Adicionado

Essa demonstração tem por finalidade evidenciar a riqueza criada pela Companhia e sua distribuição durante determinado períodoe é apresentada pela Companhia, conforme requerido pela legislação societária brasileira, como parte suplementar as informaçõesfinanceiras.

A DVA foi preparada com base em informações obtidas dos registros contábeis que servem de base de preparação dasDemonstrações Financeiras e seguindo as disposições contidas no CPC 09 – Demonstração do Valor Adicionado. Em sua primeiraparte apresenta a riqueza criada pela Companhia, representada pelas receitas (receita bruta das vendas, incluindo os tributos inci-dentes sobre a mesma, as outras receitas e os efeitos da provisão para créditos de liquidação duvidosa), pelos insumos adquiridosde terceiros (custo das vendas e aquisições de materiais, energia e serviços de terceiros, incluindo os tributos incluídos no momen-to da aquisição, os efeitos das perdas e recuperação de valores ativos, e a depreciação e amortização) e o valor adicionado rece-bido de terceiros (resultado da equivalência patrimonial, receitas financeiras e outras receitas). A segunda parte da DVA apresentaa distribuição da riqueza entre pessoal, impostos, taxas e contribuições, remuneração de capitais de terceiros e remuneração decapitais próprios.

p. Procedimentos de Consolidação

Os investimentos nas controladas são demonstrados ao custo e ajustados pelo método de equivalência patrimonial. O saldo do valorpatrimonial dos investimentos nas controladas em conjunto permaneceram ajustados pela equivalência patrimonial nasDemonstrações Financeiras, incluindo a respectiva provisão para desvalorização do investimento nessas participações societárias,ou seja, os saldos patrimoniais e de resultado dessas controladas em conjunto não foram consolidados com a Celg GT nasDemonstrações Financeiras de 31 de dezembro de 2014 comparativamente à posição apresentada em 31 de dezembro de 2013.

Dessa forma, as informações individuais das controladas em conjunto não foram incorporadas ao processo de consolidação da CelgGT na data base de 31 de dezembro de 2014, visto que a CELG GT obedeceu a posição adotada pelo Comitê de PronunciamentosContábeis, no que concerne à não adoção da consolidação proporcional dos Investimentos Controlados em Conjunto, nos moldesda NBC TG 19 – Negócios em Conjunto.

4. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA

A composição dos saldos em caixa e equivalentes é formada pelos seguintes valores:

31/12/2014 31/12/2013Contas bancárias 43 997Fundos de caixa 34 24Aplicações de curto prazo (a) 84.908 69.864

84.985 70.885

(a) Refere-se às aplicações: no Banco Cooperativo do Brasil S.A. - SICOOB JURISCREDCELG na modalidade RDC - Longo PósCDI; aplicações na Caixa Econômica Federal na modalidade CDB FLEX Empresarial; aplicações no Banco Itaú S.A. em fundos deinvestimento; aplicações no Banco Credit Suisse (Brasil) S.A. em CDB; aplicações no Banco Bradesco S.A. em CDB. Todas as apli-cações com opções de resgate total ou parcial antecipado, e rendimento flutuante tendo como índice base o CDI.

5. CONTAS A RECEBER

A composição dos saldos em contas a receber é formada pelos seguintes valores:

31/12/2014 31/12/2013CirculanteSuprimento (a) 1.850 1.342Rede Básica (b) 2.642 2.005Outros 14 15

4.506 3.362

(a) Refere-se ao faturamento da energia comercializada através de leilão pela CELG GT e pelo regime de cotas.

(b) Refere-se ao faturamento pelo uso da rede elétrica.

Composição do Contas a Receber:Concessionárias Saldos Vencidos Vencidos 31/12/2014 31/12/2013

a vencer até 90 dias há mais de 90 diasSuprimento 1.841 5 4 1.850 1.342Rede Básica 2.376 32 234 2.642 2.005Outras rendas 14 - - 14 15Provisão para créditos de liquidação duvidosa - - (172) (172) (195)

4.231 37 66 4.334 3.167

A Companhia constitui a provisão para créditos de liquidação duvidosa por meio de uma análise individual do saldo dos clientes,sendo considerado o histórico de inadimplência, negociações em andamento e existência de garantias reais. A provisão constituídaé considerada suficiente para cobrir eventuais perdas na realização desses ativos.

O contrato de concessão de transmissão de energia está dentro dos critérios de aplicação da Interpretação Técnica 01 – ICPC 01(R1). Os saldos dos ativos financeiros são como segue:

31/12/2014 31/12/2013Concessões de TransmissãoAtivo financeiro - Bens da concessão 223.185 213.125

Circulante 31.888 24.978Ativo Financeiro - Bens Reversíveis (c) 31.888 24.978Não circulante 191.297 188.147Ativo Financeiro - Bens Reversíveis (c) 50.872 47.719Ativo Financeiro - Concessões Indenizáveis (d) 140.425 140.428Ativo Financeiro - Concessões Indenizadas (a) 73.638 73.638( - ) Provisão para Ajuste ao Valor Recuperável (b) (73.638) (73.638)

(a) Indenização sendo paga pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás, conforme Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013 -Ver Nota Explicativa nº 7.

(b) Conforme Item 12.1 - alínea 54 do Anexo ao Despacho Aneel Nº 155, de 23 de janeiro de 2013.

(c) Refere-se a Bens Reversíveis dos Ativos de Transmissão que se encontram em curso.

(d) Refere-se a Concessões a serem indenizadas, referente a ativos considerados não depreciados existentes em 31 de maio de2000 (RBSE e RPC), das concessionárias de transmissão de energia elétrica que optaram pela prorrogação prevista na Lei nº.12.783/2013.

A Resolução Normativa ANEEL nº 589, de 10 de dezembro de 2013, definiu os critérios para cálculo do Valor Novo de Reposição(VNR) das instalações de transmissão não indenizadas, para fins de indenização. Os critérios de cálculo, para estes fins, utilizarãoo Item 7 do Submódulo 9.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, tendo sido estabelecido que cada concessionáriadeverá contratar uma empresa credenciada junto à ANEEL para elaborar um laudo de avaliação que contemplará estes ativos, com vis-tas a se obter o respectivo VNR. O cronograma destes serviços informado a ANEEL prevê a finalização em até 15 (quinze) mesescontados a partir de 31 de dezembro de 2013. A Administração entende que a avaliação, tomando por base os critérios de determi-nação do respectivo banco de preços, não apresentará descolamento dos valores consignados na Contabilidade da Celg GT, sendoque possíveis indicativos de impairment serão avaliados no decorrer dos trabalhos de avaliação, especificamente pela apresentação,antes de qualquer formalização junto ao órgão regulador, dos resultados parciais com vistas à apreciação para possíveis ajustes, noque couber.

A movimentação do Ativo Financeiro no período:

Descrição 31/12/2013 Adições Baixas Transferências Amortização 31/12/2014Ativo Financeiro - Bens da Concessão 287.072 10.434 (357) (17) - 297.132( - ) Provisão para Ajuste ao Valor Recuperável (a) (73.638) - - - - (73.638)Obrigações especiais (309) - - - - (309)Total 213.125 10.434 (357) (17) - 223.185

(a) Conforme Item 12.1 - alínea 54 do Anexo ao Despacho Aneel Nº 155, de 23 de janeiro de 2013.

6. CRÉDITOS FISCAIS

A CELG GT possui créditos tributários registrados no ativo circulante, os quais deverão ser compensados integralmente.

31/12/2014 31/12/2013IRRF a compensar (a) 1.432 922PIS diferido (b) 107 -COFINS diferida (b) 493 -

2.032 922

(a) Referem-se às retenções efetuadas por órgãos públicos em cumprimento à Instrução Normativa RFB nº 1.234, de 11 de janeirode 2012, e, retenções sobre rendimentos de aplicações financeiras.

(b) Referem-se a tributos sobre provisão de recontabilização de CCEARs no âmbito da CCEE, conforme Despacho ANEELnº 1276/2014.

7. OUTROS DEVEDORES

O maior saldo refere-se ao valor que a Companhia receberá pela indenização dos ativos financeiros de transmissão, conforme MP579/2012, convertida na Lei 12.783, de 11 de janeiro de 2013.

31/12/2014 31/12/2013Devedor Circulante Não circulante Circulante Não circulante

Eletrobrás (a) 35.444 - 37.683 25.122Eletrobrás (b) - - 1.460 -Outros 6 - 1 -

35.450 - 39.144 25.122

(a)Esse saldo é atualizado com base nas variações acumuladas do IPCA e juros de 5,59% a.a. pagos mensalmente pela CentraisElétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS.

(b)Esse saldo é referente a valor pago a maior para a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, na conta de ReservaGlobal de Reversão – RGR, com devolução em janeiro/2014.

8. TRANSAÇÃO COM PARTES RELACIONADAS

A Companhia efetuou uma variedade de transações com partes relacionadas incluindo a venda de energia elétrica e certastransações de financiamentos, conforme tabela:

31/12/2014 31/12/2013Ativo Passivo Ativo Passivo

CELG Distribuição S.A. - CELG D:Contas a receber (a) 1.090 - 3.999 -Outras contas a receber (b) 1.271 - 1.424 -Encontro de contas (c) - - - 43.157Outras contas a pagar (b) - 21 - 3.707SE Carajás (d) - - - 61.555

2.361 21 5.423 108.419

Companhia CELG de Participações - CELGPAR (e) - 112.818 - -- 112.818 - -

Energética Corumbá III S.A. - ECIII (f) 460 - - -460 - - -

2.821 112.839 5.423 108.419Circulante 2.821 21 5.423 46.864Não circulante - 112.818 - 61.555

2.821 112.839 5.423 108.419

(a) Refere-se às faturas emitidas pela utilização da rede básica e ainda valores faturados no âmbito da CCEE.

(b) Valores a receber e a pagar referentes a transações diversas, tais como: adiantamento para aquisição de imóveis, conexão daUsina São Domingos, recontabilização de CCEARs conforme Despacho ANEEL nº 1276/2014, e, outros.

(c) Valores a receber e a pagar referentes ao processo de desverticalização da Companhia Energética de Goiás, atualizados atravésdo IGPM mais juros de 1% a.m.

(d) Valor referente à transferência, pela CELG D, de ativos da SE Carajás para a CELG GT, atualizados através do IGPM mais jurosde 1% a.m.

(e) Refere-se ao Contrato de Cessão de Direitos Creditórios entre a CELGPAR, CELG D e CELG GT, que tem como objeto a cessãodos direitos e deveres da CELG D com a CELG GT para a CELGPAR. Esse valor será aportado total ou parcialmente como capitalsocial, e será definido através de Assembleia Geral de acionistas da CELGPAR.

(f) Refere-se ao valor de dividendos propostos do exercício de 2014.



CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DO10. IMOBILIZADO

A composição dos saldos no imobilizado é formada pelos seguintes valores:

Custo Depreciação Líquido Líquidocorrigido acumulada 31/12/2014 31/12/2013

Em serviço:Geração:Terrenos 273 - 273 273Reservatórios, barragens e autoras 19.097 (11.947) 7.150 7.838Edificações, obras civis e benfeitorias 29.900 (20.765) 9.135 10.935Máquinas e equipamentos 23.146 (14.481) 8.665 9.620Móveis e utensílios 12 (12) - -

72.428 (47.205) 25.223 28.666Administração Central:Máquinas e equipamentos 82 (75) 7 21Móveis e Utensílios 63 (39) 24 30

145 (114) 31 51

72.573 (47.319) 25.254 28.717

Em curso:Geração 3.372 - 3.372 2.998Administração central 4.284 - 4.284 908

7.656 - 7.656 3.90680.229 (47.319) 32.910 32.623

Obrigações especiais (4) (4)

Imobilizado Líquido 32.906 32.619

A movimentação do Ativo Imobilizado no período é apresentada abaixo:

Descrição 31/12/2013 Adições Transferências Depreciação 31/12/2014Imobilizado em serviço: 28.717 - - (3.463) 25.254Obrigações especiais (4) - - - (4)Total em serviço 28.713 - - (3.463) 25.250Imobilizado em curso 3.906 3.733 17 - 7.656Total 32.619 3.733 17 (3.463) 32.906

As principais taxas de depreciação por macroatividade, de acordo com a Resolução ANEEL nº 367 de 6 de junho de 2009, são asseguintes:

Taxa Depr. (%)Geração:Equipamento geral 10,0Equipamento da tomada d'água 3,7Estrutura da tomada d'água 4,0Reservatórios, barragens e adutores 2,0Turbina hidráulica 2,5

Bens vinculados à concessão

De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e instalações utilizados na geração etransmissão de energia elétrica são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garan-tia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do órgão regulador.

Obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica

São obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica e representam os valores da União, Estados,Municípios e dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno a favor do doador e as subvençõesdestinadas a investimentos no serviço público de energia elétrica. O prazo de vencimento dessas obrigações é aquele estabelecidopelo órgão regulador para concessões de geração e transmissão, cuja quitação ocorrerá no final da concessão.

Análise do Valor de Recuperação

De acordo com o CPC 01 (R1) – Redução ao Valor Recuperável dos Ativos, para fins de análise de recuperação, o menor nível deunidade geradora de caixa considerado foi cada uma das concessões detidas, analisadas individualmente.

O valor recuperável das unidades de caixa foi estimado com base no seu valor em uso, que representa o valor presente dos fluxosde caixa futuros estimados para estes ativos, e com base nas premissas relacionadas a seguir. Os valores alocados a estas pre-missas representam a avaliação da Administração sobre as tendências futuras do setor elétrico e são baseadas tanto em fontesexternas de informações como dados históricos.

Os fluxos de caixa foram projetados com base nos resultados operacionais e projeções da Companhia até o término das concessões,tendo como principais premissas:

– Cenários macroeconômicos obtidos através de consultorias conceituadas no mercado;

– Crescimento orgânico compatível com os dados históricos e perspectivas de crescimento da economia brasileira; e,

– Taxa média de desconto obtida através de metodologia usualmente aplicada pelo mercado, levando em consideração o custo médioponderado de capital.O valor recuperável destes ativos superou seu valor contábil, e, portanto, não houve perdas por desvalorização a serem reconheci-das.

A Interpretação Técnica 10 – ICPC 10 incentiva fortemente que na adoção inicial do Pronunciamento CPC 27 seja estabelecido umvalor justo daqueles bens ou conjunto de bens de valores relevantes ainda em operação e que apresentem valor contábil substan-cialmente inferior ou superior ao seu valor justo. A Companhia fez uma avaliação a valor justo dos seus ativos de geração.

Para os demais ativos, a Companhia entende que o custo histórico deduzido da melhor estimativa de depreciação e de provisão pararedução ao valor recuperável é a prática que melhor representa seus ativos imobilizados.

11. INTANGÍVEL

O saldo é composto basicamente por direitos de servidão de passagem, cuja vida útil é indefinida, e softwares, de vida útil definidae cuja amortização é de 20% ao ano, que teve sua recuperação analisada de acordo com o pronunciamento técnico “CPC 01 –Redução ao Valor Recuperável de Ativos”.

Custo Amortização Líquido Líquidocorrigido acumulada 31/12/2014 31/12/2013

Administração Central - GT 182 (182) - 1Administração Central - Em Curso 756 - 756 719

938 (182) 756 720

A movimentação do Intangível no período é apresentada abaixo:

31/12/2013 Adições Baixas Amortização 31/12/20141 - - (1) -1 - - (1) -

719 39 (2) - 756720 39 (2) (1) 756

12. FORNECEDORES

A composição dos saldos em fornecedores é formada pelos seguintes valores:

31/12/2014 31/12/2013Materiais e serviços 144 322Imobilizações em curso 201 1.123

345 1.445

13. FOLHA DE PAGAMENTO

A composição dos saldos em folha de pagamento é formada pelos seguintes valores:

31/12/2014 31/12/2013Circulante 1.939 1.666

Tributos e contribuições sociais retidos na fonte 387 363Consignações 229 237Programa de Demissão Voluntária - PDV 1.323 1.066

Não Circulante 455 521Programa de Demissão Voluntária - PDV 455 521

2.394 2.187

14. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS

9. INVESTIMENTOS

A composição dos saldos em investimentos é formada pelos seguintes valores:

Classificação 31/12/2014 31/12/2013Energética Corumbá III S.A. - ECIII (a) Joint venture 58.529 58.391SICOOB JURISCREDCELG (b) Custo 13 10Energética Fazenda Velha S.A. (c) Coligada 1.858 216Pantanal Transmissão S.A. (c) Joint venture 3.085 985Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A. - VSB (c) Coligada 4.029 172Lago Azul Transmissão S.A. (c) Joint venture 1.987 -

69.501 59.774

(a)Valor referente ao aporte de capital, aumento/diminuição pela equivalência patrimonial e ao ágio e gastos diferidos concernentesà parte do custo financeiro da Energética Corumbá III, referente ao atraso de aportes no Consórcio Empreendedor Corumbá III,regulado pela ata da 10ª Assembleia.

(b)Refere-se a integralização de capital relativo à participação na Cooperativa de Crédito dos Magistrados, Servidores da Justiça doEstado de Goiás e Empregados da CELG Ltda. (SICOOB JURISCREDCELG).

(c)Valor referente ao aporte de capital e aumento/diminuição pela equivalência patrimonial nas SPEs: Energética Fazenda Velha S.A.,Pantanal Transmissão S.A., Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A., e, Lago Azul Transmissão S.A.

Energética Corumbá III S.A. – ECIII

A CELG GT é acionista da Energética Corumbá III S.A. que participa do Consórcio Empreendedor Corumbá III, tendo por objeto aoperação, manutenção e exploração comercial da Usina Hidrelétrica CORUMBÁ III, localizada em Luziânia, no Estado de Goiás, naqualidade de produtor independente de energia elétrica. A usina hidrelétrica entrou em operação comercial no dia 24 de outubro de2009, com capacidade instalada de 93,6 MW.

Sociedade Controlada em Conjunto 31/12/2014 31/12/2013Energética Corumbá III Quantidade de ações 121.586.088 121.586.088

Participação (%) 37,5 37,5Capital Social 121.586 121.586Patrimônio Líquido 151.394 147.608Resultado do período 4.752 12.326

Acionistas da Energética Corumbá III S.A. ParticipaçãoCELG Geração e Transmissão S.A. - CELG GT 37,5%Strata Construtora e Concessionária Integradas S.A. 6,5%Geração CIII S.A. 15,6%Energy Power Ltda. 2,9%CEB - Companhia Energética de Brasília 37,5%

100,0%

Energética Fazenda Velha S.A.

A CELG GT é acionista da Energética Fazenda Velha S.A. que tem por objeto a finalidade específica de promover todos os atos eações necessários para garantir a participação conjunta dos acionistas, na qualidade de produtora independente de energia elétrica.

A Companhia tem o direito de exploração de aproveitamentos hidrelétricos no Rio Ariranha, no município de Jataí, no Estado deGoiás, bem como a comercialização da energia a ser gerada na PCH Fazenda Velha, com potência instalada de 16,5 MW, com con-cessão de 35 anos.

Coligada 31/12/2014 31/12/2013Energética Fazenda Velha Quantidade de ações 9.380.000 1.048.750

Participação (%) 20,0 20,0 Capital Social 9.380 1.049 Patrimônio Líquido 9.299 1.627 Resultado do período (81) 5

Acionistas da Energética Fazenda Velha S.A. ParticipaçãoCELG Geração e Transmissão S.A. - CELG GT 20,0%Construtora Villela e Carvalho Ltda. 26,6%CCN Construções e Comércio S.A. 26,7%Luana Administração & Participação Ltda. 26,7%

100,0%

Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A. – VSB

A CELG GT participou do Leilão ANEEL nº 02/2013, tendo vencido o Lote B, juntamente a outras empresas para construção desubestações e linhas de transmissão da Rede Básica, conforme descrição abaixo:

– LT 500 kV Brasília Leste – Luziânia – C1 e C2SE Brasília Leste 500/138 kV – (6+1)X180MVALT 230 kV Brasília Geral – Brasília Sul – C3 (subterrânea)LT 345 kV Brasília Sul – Samambaia – C3

Para implantação e exploração desse empreendimento foi constituída, em agosto de 2013, a SPE Vale do São BartolomeuTransmissora de Energia S.A.

Coligada 31/12/2014 31/12/2013Vale do São Bartolomeu Quantidade de ações 39.701.000 1.701.000

Participação (%) 10,0 10,0 Capital Social 39.701 1.701 Patrimônio Líquido 40.285 1.600 Resultado do período 685 (101)

Acionistas da Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A. ParticipaçãoCELG Geração e Transmissão S.A. - CELG GT 10,0%Fundo de Investimento em Participações Caixa Milão 51,0%Furnas Centrais Elétricas S.A. 39,0%

100,0%

Pantanal Transmissão S.A.

A CELG GT participou do Leilão ANEEL nº 02/2013, tendo vencido o Lote F, juntamente com a empresa CEL Engenharia Ltda. paraconstrução de subestações e linhas de transmissão da Rede Básica, conforme descrição abaixo:

– LOTE F: SE Campo Grande II 230/138 kV, 2x150 MVA

Para implantação e exploração desse empreendimento foi constituída, em agosto de 2013, a SPE Pantanal Transmissão S.A.

Sociedade Controlada em Conjunto 31/12/2014 31/12/2013Pantanal Quantidade de ações 2.010.000 2.010.000

Participação (%) 49,0 49,0Capital Social 2.010 10 Patrimônio Líquido 6.296 1.725Resultado do período (429) (285)

Acionistas da Pantanal Transmissão S.A. Participação

CELG Geração e Transmissão S.A. - CELG GT 49,0%CEL Engenharia Ltda. 51,0%

100,0%Lago Azul Transmissão S.A.

A CELG GT participou também do Leilão ANEEL nº 07/2013, tendo vencido o Lote D, juntamente com a empresa Furnas CentraisElétricas S.A. para construção de linha de transmissão da Rede Básica, conforme descrição abaixo:

– LOTE D: LT 230 kV Barro Alto – Itapaci, C2

Para implantação e exploração desse empreendimento foi constituída, em janeiro de 2014, a SPE Lago Azul Transmissão S.A.

Sociedade Controlada em Conjunto 31/12/2014 31/12/2013Lago Azul Quantidade de ações 4.250.000 -

Participação (%) 50,1 -Capital Social 4.250 -Patrimônio Líquido 3.966 -Resultado do período (284) -

Acionistas da Lago Azul Transmissão S.A. ParticipaçãoCELG Geração e Transmissão S.A. - CELG GT 50,1%Furnas Centrais Elétricas S.A. 49,9%

100,0%



CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DOA composição dos saldos em tributos e contribuições sociais é formada pelos seguintes valores:

31/12/2014 31/12/2013Circulante 5.261 4.797

IRPJ a pagar corrente 932 561IRPJ a pagar diferido 2.157 2.353IRRF a recolher 13 16ICMS diferencial de alíquota 1 80ISS retido a recolher 28 46CSLL a pagar corrente 410 210CSLL a pagar diferido 776 847FGTS a pagar 143 133INSS a pagar 317 280PIS a pagar 59 40PIS diferido 21 -COFINS a pagar 272 185COFINS diferida 96 -Outros 36 46

Não Circulante - 2.134IRPJ a pagar diferido - 1.569CSLL a pagar diferido - 565

5.261 6.931

15. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS

As principais informações a respeito dos empréstimos e financiamentos estão, a seguir, demonstradas:

31/12/2014 31/12/2013Financiador Vencimento Encargos financeiros Moeda Circulante Não circulante Circulante Não circulante

anuais (%)ELETRA (a) 30/06/2020 INPC + 6% R$ 860 4.652 763 5.184ELETROBRÁS (b) 31/08/2018 8% R$ 2.329 6.211 2.329 8.540CDSA (c) 25/07/2015 IPCA R$ 135 - 231 106

3.324 10.863 3.323 13.830

(a) Refere-se à parcela do saldo devedor junto à ELETRA – Fundação CELG de Seguros e Previdência (82,25% para o PlanoCELG PREV e 17,75% para o Plano Eletra Benefício Definido 01), relativo aos funcionários da CELG GT. Esse saldo é atualiza-do com base nas variações acumuladas do INPC e juros de 6% a.a.

(b) Refere-se ao contrato ECF-2805/2010 formalizado entre a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS e a CELG GT, novalor de até R$ 15.551.084,00 para cobertura dos custos de ampliação da SE PALMEIRAS. Esse saldo é atualizado a juros de5% a.a. incidindo, ainda, taxas de administração de 2% a.a. e comissão de reserva de crédito de 1% a.a.

(c) Refere-se a reembolso pela execução de serviços e fornecimentos de materiais para construção de ativos de interligação daCDSA à rede da CELG GT. O saldo da CDSA não incide juros, apenas atualização pelo IPCA.

A previsão de amortização para os próximos exercícios está demonstrada a seguir:

Financiador Vencimento 2015 2016 2017 2018 2019 Demais TotalELETRA (a) 30/06/2020 860 912 967 1.024 1.086 663 5.512ELETROBRÁS (b) 31/08/2018 2.329 2.329 2.329 1.553 - - 8.540CDSA (c) 25/07/2015 135 - - - - - 135

3.324 3.241 3.296 2.577 1.086 663 14.187

16. OBRIGAÇÕES ESTIMADAS

A composição dos saldos em obrigações estimadas é formada pelos seguintes valores:

31/12/2014 31/12/2013INSS 317 277FGTS 101 89Provisão de férias 1.260 1.112Bonificação de férias 168 164

1.846 1.642

17. TAXAS REGULAMENTARES

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

31/12/2014 31/12/2013Reserva Global de Reversão - RGR 23 -Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (a) 254 160Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH 54 51Taxa de Fiscalização ANEEL - TFSEE 11 16Pesquisa e Desenvolvimento - P&D (b) 1.582 1.322

1.924 1.549

(a) Refere-se à Conta de Desenvolvimento Energético que é cobrada dos consumidores livres e repassado à Centrais ElétricasBrasileiras S.A. - Eletrobrás.

(b) Corresponde aos valores que deverão ser aplicados em Pesquisa e Desenvolvimento pela Celg Geração e Transmissão S.A., eaos valores repassados à Financiadora de Estudos e Projetos – FINEP e ao Ministério de Minas e Energia – MME.

18. OUTROS CREDORES

A composição dos saldos em outros credores é formada pelos seguintes valores:

31/12/2014 31/12/2013Fundação Pró-cerrado - 6Celgmed - Caixa de Assist. à Saúde dos Emp. da Celg 50 43Eletra - Fundação Celg de Seguros e Previdência 95 86Concessionários e permissionários de energia elétrica 6.981 92

7.126 227

19. PROVISÃO PARA CONTINGÊNCIAS

A CELG GT responde por processos judiciais de natureza trabalhista. A Administração da Companhia fundamentada na opinião deseus assessores legais mantém provisão para contingências sobre as causas cuja probabilidade de perda é provável.

Natureza Reclamante Probabilidade de perda 31/12/2014 31/12/2013Trabalhista Ex-funcionários Provável 1.785 412

1.785 412

Não há mais nenhum processo cuja probabilidade de perda é possível, somente probabilidade de perda remota.

20. CAPITAL SOCIAL

O capital social subscrito e totalmente integralizado é de R$329.725 mil, representado por 329.725.474 ações ordinárias, sem valornominal, de propriedade integral da Companhia CELG de Participações - CELGPAR. Neste período não ocorreu nenhuma movi-mentação.

21. RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA31/12/2014 31/12/2013

Receita operacional bruta (21.1) 60.268 61.892 Deduções da receita (21.2) (8.185) (6.743)

52.083 55.149

A composição da receita operacional líquida é formada pelos seguintes valores:

21.1 A composição da receita operacional bruta é a seguinte:MWh R$ mil

31/12/2014 31/12/2013 31/12/2014 31/12/2013Suprimento CCEAR (a) 27.399 63.393 7.680 10.380 Suprimento CCEE (b) - - 5.443 2.513 Operação e manutenção (c) - - 32.881 24.943 Serviços de construção (d) - - 13.404 23.894 Aluguéis e outros (e) - - 860 162

27.399 63.393 60.268 61.892

(a) Refere-se à energia gerada e comercializada através de leilão da CELG e pelo regime de cotas.

(b) Refere-se à energia gerada e comercializada no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.

(c) Remuneração destinada pelo poder concedente para fazer face aos custos de operação e manutenção dos ativos detransmissão.

(d) Receita de construção conforme ICPC 01 (R1), correspondente a serviços e aquisições de equipamentos incorporados ao ativode concessão no período.

(e) Refere-se à locação de parte do imóvel denominado “SE Xavantes” à Aruanã Energia S.A. e à receita obtida no Concurso Públicoda CELG GT 2014.

21.2 A composição das deduções sobre a receita operacional bruta é a seguinte:

31/12/2014 31/12/2013PIS 773 627 COFINS 3.562 2.888Reserva Global de Reversão - RGR 273 137Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 1.201 915Pesquisa e Desenvolvimento 285 218Outros encargos - PROINFA 2.091 1.958

8.185 6.743

22. CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS

Os custos e despesas operacionais têm a seguinte composição por natureza de gasto:

CUSTOS DESPESAS TOTAL TOTALOPERACIONAIS OPERACIONAIS 31/12/2014 31/12/2013

Pessoal e administradores 12.345 11.271 23.616 21.395Entidade de previdência privada 284 318 602 578Materiais 380 155 535 527Serviços de terceiros 4.923 2.231 7.154 5.554Depreciação/Amortização 3.444 19 3.463 3.474Amortização do Ativo Financeiro - - - 1Tributos 111 158 269 125Compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos 296 - 296 178Taxa de fiscalização 162 - 162 231Energia elétrica comprada para revenda 4.212 - 4.212 3.280Custo de Construção 13.404 - 13.404 23.894Provisão para créditos de liquidação duvidosa (23) - (23) 10Recuperação de custos/despesas (91) (115) (206) (132)Provisão para contingências - - - (264)Outros 1.159 1.756 2.915 1.380

40.606 15.793 56.399 60.23123. OUTROS RESULTADOS

De acordo com o art. 6º da Lei nº. 12.783/13, as concessões de transmissão de energia elétrica alcançadas pelo § 5º do art. 17 daLei nº 9.074/95 poderiam ser prorrogadas, a critério do poder concedente.

A CELG GT, enquadrada no parágrafo anterior, e tendo assinado o termo aditivo ao contrato de concessão de transmissão, avaliouo impacto contábil resultante da diferença entre o valor da indenização dos ativos financeiros de transmissão e o respectivo ganhoem decorrência da diferença positiva entre o total da indenização, conforme Anexo II da Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de1º de novembro de 2012. Dessa análise resultou um ganho de capital no valor de R$ 25.102 mil.

Desta forma, o respectivo ganho de capital foi registrado conforme orientação emanada do Despacho Aneel nº 155, de 23 de janeirode 2013, ocorrendo o registro do montante indenizável na rubrica de Outros Devedores (Ver NE 7), contra Provisão para Ajuste aoValor Recuperável de Ativos (Ver NE 5) e, a diferença, respectivamente, contra Outros Resultados pelo ganho apurado peladiferença positiva.

24. SEGUROS

A Companhia, em 31 de dezembro de 2014, não possuía apólice de seguro de seus bens e instalações.

25. INSTRUMENTOS FINANCEIROS

Em atendimento à Deliberação CVM 604, de 19 de novembro de 2009, que aprovou o Pronunciamento Técnico CPC 14, e àInstrução CVM 475, de 17 de dezembro de 2008, a Companhia efetuou uma avaliação de seus instrumentos financeiros.

Em 31 de dezembro de 2014, os principais instrumentos financeiros estão descritos a seguir:

– Numerário disponível - está apresentado ao seu valor de mercado, que equivale ao seu valor contábil.

– Contas a receber – decorrem diretamente das operações da Companhia, mantidos até o vencimento, e estão registrados pelosseus valores originais, sujeitos a provisão para perdas e ajuste a valor presente, quando aplicável.

– Empréstimos e financiamentos – são classificados como passivos financeiros não mensurados ao valor justo, e estão contabi-lizados pelos valores contratuais. Os valores de mercado destes empréstimos são equivalentes aos seus valores contábeis.

Fatores de Risco

a.Risco de crédito: O risco de crédito da Companhia surge da possibilidade de perda que se incorre quando da incapacidade depagamento de faturas da venda de energia elétrica e uso do sistema de transmissão.

Este risco está intimamente relacionado com fatores internos e externos e para reduzir este tipo de risco a Companhia atua na gerên-cia das contas a receber e implementando políticas específicas de cobrança.

Os créditos de liquidação duvidosa estão adequadamente cobertos por provisão para fazer face a eventuais perdas na realizaçãodestes.

b. Risco de taxa de juros: Risco da Companhia incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de juros, que aumentem asdespesas financeiras relativas aos passivos captados.

A Companhia não celebrou contratos de derivativos para cobrir esse risco, mas vem monitorando continuamente as taxas de jurosde mercado, a fim de observar necessidade de contratação.

c.Risco quanto à escassez de energia: Risco decorrente de possível período de escassez de chuvas, dado que a matriz energéticabrasileira está baseada em fontes hidroelétricas de geração, que dependem do volume de água em seus reservatórios.

Um período prolongado de escassez de chuvas pode reduzir o volume de água em estoque nestes reservatórios, podendo impactarem perdas devido à redução de receitas quando da eventual adoção de racionamento energético.

Por outro lado o risco é calculado mensalmente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrica – ONS, que, segundo as informaçõesdo plano mensal de operação divulgado mensalmente no site www.ons.org.br, não prevê programa de racionamento para os próxi-mos dois anos.

26. PLANO DE APOSENTADORIA

A Companhia é patrocinadora da ELETRA - Fundação CELG de Seguros e Previdência, pessoa jurídica sem fins lucrativos, que tempor finalidade principal a complementação dos benefícios concedidos pela previdência oficial aos empregados da Companhia.

A quantificação dos montantes encontra-se de conformidade com o Pronunciamento Técnico CPC 33 (R1) – Benefícios aEmpregados, que foi instituído pela Deliberação CVM nº 695, de 13 de dezembro de 2012, emitida pela Comissão de ValoresMobiliários – CVM.

A seguir apresentam-se as principais informações quanto aos benefícios aos associados e seus reflexos na patrocinadora:

a. Definição dos tipos de benefícios

A CELG GT, através da ELETRA, oferece aos seus empregados o Plano Misto de Benefícios, instituído a partir de setembro de 2000,na característica de Contribuição Definida - CD, durante o período de acumulação e de benefício definido, na fase de pagamento.

A CELG GT tem responsabilidade, no plano original de benefício definido, pelos custos das variações atuariais respectivas, tanto nafase de acumulação quanto na fase de pagamento de benefícios. No plano misto, a responsabilidade da CELG GT na fase de acu-mulação é variável em função das quotas de recolhimentos dos associados, todavia limitada a um máximo de 20% das remu-nerações mensais. Na fase de pagamento, após a transferência da reserva acumulada em conta coletiva para o beneficiário darenda vitalícia, a CELG GT assume a responsabilidade apenas pela variação negativa das hipóteses de sobrevivência.

b. Descrição do plano misto de benefícios

O plano prevê a acumulação de reservas individualizadas, por recolhimento mensal de quotas pelos ativos pela patrocinadora, combase compulsória de 2% sobre os salários, acrescidas de contribuições facultativas definidas pelos participantes em que a patroci-nadora acompanha até o limite de 20% dos salários. Há ainda, contribuições extraordinárias do participante sem contrapartida dapatrocinadora. O saldo de quotas acumulado na data de concessão do benefício é transformado em renda vitalícia. Os aportespatronais são mantidos em conta coletiva até a data da concessão, quando se transformam em nominativos aos beneficiários.

Os benefícios do plano são os seguintes:

• Suplementação de aposentadoria.



CNPJ 07.779.299/0001-73 - CA PI TAL FE CHA DO• Suplementação de aposentadoria por invalidez.• Suplementação de pensão.• Suplementação do abono anual.

c. Premissas atuariais

As premissas utilizadas para avaliação atuarial, sob os critérios estabelecidos na Deliberação CVM nº 695/2012, conforme determi-nação do item 49c do Pronunciamento anexo à mesma (foi aplicado o método PUC para obtenção do valor presente da obrigaçãoatuarial), executadas por atuário especializado, que foram as seguintes:

c.1. Premissas Financeiras

PREMISSAS FINANCEIRAS 31/12/2014 31/12/2013Taxa de Juros de desconto real atuarial anual 6,12% a.a. 6,50% a.a.Projeção de aumentos salariais médios anual 2,49% a.a. 7,15% a.a.Projeção de aumentos dos benefícios médio anual (INPC) N/A 4,50% a.a.Taxa de inflação média anual 6,53% a.a. 4,50% a.a.Expectativa de retorno dos ativos do plano 6,12% a.a. 11,29% a.a.

c.2. Premissas Demográficas

PREMISSAS DEMOGRÁFICAS 31/12/2014 31/12/2013Taxa de Rotatividade 2,80% 3,74%Tábua de mortalidade/sobrevivência de ativos AT 2000 AT 2000Tábua de mortalidade/sobrevivência de aposentados AT 2000 AT 2000Tábua de mortalidade/sobrevivência de inválidos MI -85 MI -85Tábua de entrada em invalidez TASA 1927 TASA 1927Tábua de morbidez N/A N/AIdade de Aposentadoria Conforme regulamento Conforme regulamento

do plano do planoParticipantes/Aposentados Fámilia Média - Fámilia Média -

Informações da Entidade Informações da Entidade

c.3. Outras Premissas:

Hipótese sobre Gerações Futuras de Novas Entradas: Não AplicadaHipótese sobre a Composição da Família de Pensionistas: Família Média Calculada com base em Informações da entidade.Os salários, benefícios e demais variáveis financeiras (tetos, pisos e UME) foram reajustados pelo INPC entre a data do cadastro e31 de dezembro de 2014.

d. Custo do Patrocinador

Até o 4º trimestre de 2014, o montante de contribuições da CELG GT para a ELETRA foi de R$ 602 mil.

e. Política adotada para reconhecimento de Perdas e Ganhos atuarias:

e.1. De acordo com Leis Complementares nº 108, de 29 de maio de 2001, os resultados deficitários dos planos devem ser equa-cionados paritariamente entre a Patrocinadora, os Participantes e os Assistidos, enquanto que os superávits são destinados à con-stituição de reserva de contingência.

e.2. De acordo com o parecer atuarial emitido pela MIRADOR ASSESSORIA ATUARIAL LTDA., os resultados apresentados norelatório atuarial estão em consonância com as regras estabelecidas pela Deliberação CVM nº 695/2012, e correspondem à opçãoda Celg GT pelo critério de amortização de ganhos e perdas diferidos. A divulgação dos resultados atuariais, com base no CPC33 (R1), apontou um Déficit Atuarial no Plano Eletra BD 01 no montante de R$ 151 mil, e, no Plano CELGPREV no montante de R$1.279 mil. O referido Déficit encontra-se suportado pelo Contrato de Confissão de Dívidas mencionado na Nota Explicativa 15-a.

27. DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO POR ATIVIDADE31/12/2014 31/12/2013

Geração Transmissão Total Geração Transmissão TotalRECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 11.773 40.310 52.083 11.563 43.586 55.149

CUSTO OPERACIONALPessoal e administradores (2.244) (10.101) (12.345) (2.184) (9.790) (11.974)Entidade de previdência privada (38) (246) (284) (62) (218) (280)Materiais (52) (328) (380) (37) (400) (437)Serviços de terceiros (1.406) (3.517) (4.923) (1.517) (2.850) (4.367)Depreciação/Amortização (3.444) - (3.444) (3.454) - (3.454)Amortização do ativo financeiro - concessões - - - - (1) (1)Tributos - (111) (111) (1) (20) (21)Compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos (296) - (296) (178) - (178)

Taxa de fiscalização (44) (118) (162) (53) (178) (231)Energia elétrica comprada para revenda (4.212) - (4.212) (3.280) - (3.280)Custo de construção - (13.404) (13.404) - (23.894) (23.894)Provisão para créditos de liquidação duvidosa - 23 23 - (10) (10)Recuperação de custos 24 67 91 16 19 35Outros (437) (722) (1.159) (202) (352) (554)

(12.149) (28.457) (40.606) (10.952) (37.694) (48.646)

LUCRO/PREJUÍZO OPERACIONAL BRUTO (376) 11.853 11.477 611 5.892 6.503

DESPESAS OPERACIONAISPessoal e administradores (2.271) (9.000) (11.271) (2.168) (7.253) (9.421)Entidade de previdência privada (64) (254) (318) (69) (229) (298)Materiais (27) (128) (155) (18) (72) (90)Serviços de terceiros (387) (1.844) (2.231) (269) (918) (1.187)Depreciação/Amortização (4) (15) (19) (5) (15) (20)Tributos (33) (125) (158) (22) (82) (104)Recuperação de despesas 26 89 115 - 97 97Provisão para contingências - - - 56 208 264Outras despesas (363) (1.393) (1.756) (214) (612) (826)

(3.123) (12.670) (15.793) (2.709) (8.876) (11.585)

RESULTADO DO SERVIÇO (3.499) (817) (4.316) (2.098) (2.984) (5.082)

RECEITAS FINANCEIRASRendas 2.559 9.458 12.017 1.895 8.235 10.130Variações monetárias 753 3.049 3.802 623 6.131 6.754Outras 10 32 42 2 7 9

Resultado de equivalência patrimonial e de participações societárias 1.778 (433) 1.345 4.014 - 4.014

5.100 12.106 17.206 6.534 14.373 20.907DESPESAS FINANCEIRASEncargos de dívidas (1.880) (6.751) (8.631) (2.596) (8.664) (11.260)Variações monetárias (761) (2.898) (3.659) (1.139) (3.515) (4.654)Outras (106) (396) (502) (556) (1.593) (2.149)

(2.747) (10.045) (12.792) (4.291) (13.772) (18.063)

RESULTADO FINANCEIRO 2.353 2.061 4.414 2.243 601 2.844

RESULTADO OPERACIONAL (1.146) 1.244 98 145 (2.383) (2.238)

OUTROS RESULTADOS - - - - 25.013 25.013

LUCRO/PREJUÍZO ANTES DO IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL (1.146) 1.244 98 145 22.630 22.775

IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIALContribuição social (419) (271) (690) - (2.479) (2.479)Imposto de renda (1.159) (747) (1.906) - (6.874) (6.874)

(1.578) (1.018) (2.596) - (9.353) (9.353)

LUCRO/PREJUÍZO DO PERÍODO (2.724) 226 (2.498) 145 13.277 13.422

28. FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS (MÉTODO INDIRETO)

A apresentação dos fluxos de caixa das atividades operacionais pelo método indireto é demonstrado ajustando-se o lucro/prejuízolíquido pelos efeitos de transações que não envolvem caixa, pelos efeitos de quaisquer diferimentos ou apropriações por competên-cia sobre recebimentos de caixa ou pagamentos em caixa operacionais passados ou futuros, e pelos efeitos de itens de receita oudespesa associados com fluxos de caixa das atividades de investimento ou de financiamento.

Conforme as orientações do item 20A da NBC TG 03 – R2 (Demonstração dos Fluxos de Caixa), a conciliação entre o lucro/prejuí-zo líquido e o fluxo de caixa líquido das atividades operacionais deve ser fornecida, caso a entidade utilize o método direto para apu-

rar o fluxo líquido das atividades operacionais.

Abaixo a referida conciliação entre lucro/prejuízo líquido e o caixa líquido gerado/consumido nas atividades operacionais:

31/12/2014 31/12/2013Reapresentado

Lucro/prejuízo líquido (2.498) 13.422Ajustes para conciliação do lucro/prejuízo líquido

Receita de construção (13.404) (23.894)Depreciação/Amortização 3.463 3.474Amortização do ativo financeiro - Concessões - 1Custo de construção 13.404 23.894Provisão para créditos de liquidação duvidosa (23) 10Outros custos e despesas e provisões/reversões 1.664 112Variações monetárias ativas e demais receitas financeiras (7.322) (11.588)Ganhos em participações societárias (3.261) (4.014)Variações monetárias passivas e demais despesas financeiras 12.169 16.907Perdas em participações societárias 1.916 42Ganho na indenização de ativos financeiros - Concessões - (25.102)

8.606 (20.158)Ajustes por mudança no capital de giro líquido

Contas a receber (1.366) 1.630Créditos fiscais (1.109) 661Outros devedores 1.454 (1.412)Transação com partes relacionadas - Ativo (524) 287Estoques 11 (7)Despesas pagas antecipadamente (1) (38)Fornecedores (177) 33Folha de pagamento 90 907Tributos e contribuições sociais 955 8.157Obrigações estimadas (90) (703)Taxas regulamentares 376 (663)Transação com partes relacionadas - Passivo 29 231Outros credores 6.885 235

6.533 9.318Receitas financeiras recebidas 4.871 9.842Despesas financeiras pagas (896) (1.306)Tributos sobre o lucro (3.444) (2.996)

Recursos líquidos provenientes das atividades operacionais 13.172 8.122

29. PRORROGAÇÃO DAS CONCESSÕES DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Em 11 de setembro de 2012, o Governo Federal emitiu a Medida Provisória nº 579, regulamentada pelo Decreto nº 7.805, de 14 desetembro de 2012, com o objetivo de definir os critérios para a prorrogação das concessões de geração, transmissão e distribuiçãode energia elétrica vincendas no período de 2015 a 2017.

Sob este enfoque a CELG GT, até 15 de outubro de 2012, enviou correspondência à Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL,manifestando o interesse na prorrogação de seus contratos de concessão descritos na Nota Explicativa nº 01.

A decisão quanto a estas prorrogações foi objeto de deliberação, por parte da acionista única Companhia Celg de Participações –CELGPAR, por meio da 74ª Reunião do Conselho de Administração, com início em 12 de novembro de 2012 e término em 21 denovembro de 2012, e 29ª Assembleia Geral Extraordinária, de 23 de novembro de 2012.

As premissas das prorrogações apontam que as tarifas de geração foram definidas em R$ 129,12653 (cento e vinte e nove reais, edoze mil, seiscentos e cinquenta e três centésimos de milésimos) por kW ano para a Usina Hidrelétrica de São Domingos, e R$204,08464 (duzentos e quatro reais, e oito mil, quatrocentos e sessenta e quatro centésimos de milésimos) por kW ano para a UsinaHidrelétrica de Rochedo, pela Portaria nº 578, de 31 de outubro de 2012, do Ministério de Estado de Minas e Energia (“MME”) e doMinistério de Estado da Fazenda (“MF”).

A Receita Anual Permitida – RAP para a concessão de transmissão foi ratificada em R$ 16.468.803,68 (dezesseis milhões, quatro-centos e sessenta e oito mil, oitocentos e três reais e sessenta e oito centavos), pela Portaria nº 579, de 31 de outubro de 2012, doMME.

Por intermédio da Portaria Interministerial nº 580, de 1º de novembro de 2012, ficou estabelecido o valor da indenização das con-cessões de geração e transmissão, sendo este fixado em R$ 98.740.514,73 (noventa e oito milhões, setecentos e quarenta mil,quinhentos e quatorze reais e setenta e três centavos), não tendo sido definida a indenização para a concessão da UsinaHidrelétrica de São Domingos, e inexistindo a indenização para Usina Hidrelétrica de Rochedo.

O MME apresentou deferimento aos requerimentos das prorrogações dos prazos das concessões de geração e transmissão,atribuindo o seguinte:

CONCESSÃO VENCIMENTO COM A PRORROGAÇÃOUsina Hidrelétrica de São Domingos 24 de maio de 2041Usina Hidrelétrica de Rochedo 31 de dezembro de 2042Concessão de Transmissão 31 de dezembro de 2042

A Administração da CELG GT, de forma conjunta aos interesses do acionista majoritário, optou por não efetuar a prorrogação daconcessão de Geração, permanecendo a vigência dos contratos atuais desta concessão, à exceção da Usina Hidrelétrica de SãoDomingos, cuja renovação encontra-se, atualmente, em discussão administrativa junto ao Ministério de Minas e Energia – MME,bem como na esfera judicial.

A CELG GT, mesmo com o contrato de concessão da Usina Hidrelétrica de São Domingos vencido, continua com a operação,manutenção e administração da mesma. No entanto, o MME através da Portaria nº 190, de 6 de junho de 2013, designou comoresponsável pela Prestação do Serviço de Geração de Energia Elétrica, por meio da Usina Hidrelétrica de São Domingos, com vis-tas a garantir a continuidade do serviço, a empresa Furnas Centrais Elétricas S.A., a partir de 06/06/2013.

Revogando a portaria anterior, a Portaria do MME nº 352, de 10 de outubro de 2013, designou novamente a CELG GT como respon-sável pela Usina Hidrelétrica de São Domingos, a partir de 01/11/2013. A prestação do serviço de geração de energia elétrica serárealizada até a assunção do concessionário vencedor da licitação.

Com relação à concessão de Transmissão, optou-se pela renovação da mesma, tendo sido assinado o Segundo Termo Aditivo aoContrato de Concessão nº 063/2001-ANEEL, com vigência até 5 de dezembro de 2042.

O valor da indenização desta concessão, estipulado em R$ 98.740.514,73 (noventa e oito milhões, setecentos e quarenta mil,quinhentos e quatorze reais e setenta e três centavos), vem sido recebido parceladamente pela CELG GT, com vencimento em 15de agosto de 2015, atualizadas pelo IPCA e acrescidas pelo Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) de 5,59% real ao ano.

Não obstante as decisões acerca do tratamento destas renovações terem estipulado os desdobramentos acima, observa-se que aanálise da Administração da CELG GT, conjuntamente ao Conselho de Administração e Assembleia Geral de Acionistas daControladora CELGPAR, apontam que tanto a Receita Anual Permitida, quanto os valores de indenizações relativas às concessõesde geração e transmissão não atenderam às expectativas da CELG GT.

Desta forma, o Conselho de Administração da Controladora CELGPAR e, respectivamente, a Assembleia Geral de Acionistas,deliberaram pela aprovação da execução de todas as providências administrativas e judiciais, objetivando evitar prejuízo à CELGGT e, sucessivamente, buscar a preservação das concessões de geração e transmissão e, concomitantemente em relação àsindenizações.

Neste sentido, foram implementadas todas as medidas necessárias, visando auferir indenizações pertinentes à geração e trans-missão de todos os ativos ainda não depreciados, independente do previsto na Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de2012, convertida na Lei nº 12.783/2013, sendo que estas medidas encontram-se na esfera judicial com os seguintes andamentos:

- O Processo Judicial referente às Concessões de Geração requer o reconhecimento do direito adquirido de prorrogar a concessãoda Usina de São Domingos por mais 20 (vinte) anos, em decorrência da aplicação dos termos do Contrato de Concessão 062/2000e da Celg GT ter cumprido todas as condições impostas para a obtenção da prorrogação. Requer, em pedido alternativo, a quantifi-cação da indenização desta Usina para fins de não prorrogação do Contrato de Concessão.

Para Usina de Rochedo, foi requerido o reconhecimento da possibilidade de sua ampliação nos termos do Contrato 062/2000 e nãoconforme o regime de cotas definido na MP n° 579/2012;

- O Processo Judicial referente à Concessão de Transmissão requer a elaboração de novo cálculo da RAP (Receita Anual Permitida),considerando-se os reais custos de operação do sistema e a majoração da indenização dos ativos de transmissão, garantindo odireito ao contraditório na elaboração destes cálculos.

Ambos os processos judiciais tramitam em grau de recurso no Tribunal Regional Federal da 1ª Região.

30. LEI Nº 12.973, DE 13 DE MAIO DE 2014

Foi publicada no Diário Oficial da União de 11 de novembro de 2013 a Medida Provisória – MP nº 627, que revoga o RegimeTributário de Transição (RTT) instituído pela Lei nº 11.941, de 27 de maio de 2009 e que “Altera a legislação tributária federal rela-tiva ao Imposto sobre a Renda de Pessoas Jurídicas – IRPJ, à Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL, à Contribuiçãopara o PIS/PASEP e à Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS; dispõe sobre a tributação da pessoajurídica domiciliada no Brasil, com relação ao acréscimo patrimonial decorrente de participação em lucros auferidos no exterior porcontroladas e coligadas e de lucros auferidos por pessoa física residente no Brasil por intermédio de pessoa jurídica controlada noexterior”.

A MP tem como objetivo a adequação da legislação tributária à legislação societária e, assim estabelecer os ajustes que devem serefetuados em livro fiscal para a apuração da base de cálculo do Imposto sobre a Renda da Pessoa Jurídica (IRPJ) e da Contribuição




ÀDD. DIRETORIA DACELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GTGOIÂNIA – GO

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Examinamos as demonstrações financeiras individuais da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GT, que compreendemo balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2014 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, dasmutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práti-cas contábeis e demais notas explicativas.

Responsabilidade da administração sobre as demonstrações financeiras

A administração da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GT é responsável pela elaboração e adequada apresentaçãodessas demonstrações financeiras individuais de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e pelos controles internos queela determinou como necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações financeiras livres de distorção relevante, inde-pendentemente se causada por fraude ou erro.

Responsabilidade dos auditores independentes

Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras com base em nossa auditoria, con-duzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria.

Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelos auditores e que a auditoria seja planejada e executada com oobjetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações financeiras estão livres de distorção relevante. Uma auditoria envolvea execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidências a respeito dos valores e divulgações apresentados nasdemonstrações financeiras. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscosde distorção relevante nas demonstrações financeiras, independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação deriscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações finan-ceiras da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GT para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriadosnas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da CELG GERAÇÃO ETRANSMISSÃO S.A. – CELG GT.

Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas con-tábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião.

Opinião

Em nossa opinião, as demonstrações financeiras individuais acima referidas, quando lidas em conjunto com as notas explicativasque as acompanham, apresentam adequadamente, em seus aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da CELGGERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GT em 31 de dezembro de 2014, o desempenho de suas operações e os seus fluxosde caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Ênfases

Conforme descrito na nota explicativa nº 2.1, as demonstrações financeiras foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis

adotadas no Brasil.No caso da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GT, essas práticas diferem da IFRS no que se refere à avaliação dosinvestimentos em empreendimento controlado em conjunto pelo método da equivalência patrimonial, enquanto que para fins de IFRSseria custo ou valor justo. Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 2.4, o investimento em controlada em conjunto, objeto do Pronunciamento TécnicoCPC 19 (R2) – Investimento em Empreendimento Controlado em Conjunto (Joint Venture), é avaliado pelo método da equivalên-cia patrimonial no balanço individual da adquirente e apresentado pelo método da equivalência patrimonial nas demonstrações,tanto como parte das práticas contábeis brasileiras, quanto das normas internacionais de contabilidade, que admitem o uso daequivalência patrimonial alternativamente à consolidação proporcional, alternativa adotada pelo CPC a partir da versão revisada(R2) do Pronunciamento Técnico CPC 19, conforme determinado pela Interpretação Técnica ICPC 09 (R1). Nossa opinião não con-tém modificação em função desse assunto.

Conforme citado na nota explicativa nº 3, letra “p”, o saldo do valor patrimonial dos investimentos nas controladas em conjuntopermaneceram ajustados pela equivalência patrimonial nas demonstrações financeiras, incluindo a respectiva provisão paradesvalorização do investimento nessas participações societárias, ou seja, os saldos patrimoniais e de resultados dessas contro-ladas em conjunto não foram consolidados com a CELG GT nas demonstrações financeiras em 31 de dezembro de 2014 com-parativamente à posição apresentada em 31 de dezembro de 2013. Dessa forma, as informações individuais das controladas emconjunto não foram incorporadas ao processo de consolidação da CELG GT na data-base de 31 de dezembro de 2014. Nossaopinião não contém modificação em função desse assunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 8, a Companhia possui transações com partes relacionadas, decorrentes, substancial-mente, de operações de compra e venda de energia e transações de financiamentos com empresas do mesmo conglomeradoeconômico-financeiro. Consequentemente, os resultados de suas operações poderiam ser diferentes daqueles que seriam obtidosem transações efetuadas em condições normais de mercado. Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 23, de acordo com o art. 6º da Lei nº 12.783/13, as concessões de transmissão deenergia elétrica alcançadas pelo § 5º do art. 17 da Lei nº 9.074/95 poderiam ser prorrogadas, a critério do poder concedente. A CELGGT, enquadrada no referido tema, e tendo assinado o termo aditivo ao contrato de concessão de transmissão, avaliou o impacto con-tábil resultante da diferença entre o valor da indenização dos ativos financeiros de transmissão e o respectivo ganho em decorrên-cia da diferença positiva entre o total da indenização, conforme Anexo II da Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de 1º de novem-bro de 2012. Dessa análise resultou um ganho de capital no valor de R$ 25.102 mil. Desta forma, o respectivo ganho de capital foiregistrado conforme orientação emanada do Despacho ANEEL nº 155, de 23 de janeiro de 2013, ocorrendo o registro do montanteindenizável na rubrica Outros Devedores, contra Provisão para Ajuste ao Valor Recuperável de Ativos e, a diferença, respectiva-mente, contra Outros Resultados pelo ganho apurado pela diferença positiva. Nossa opinião não contém modificação em funçãodesse assunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 24, a Companhia, em 31 de dezembro de 2014, não possuía apólice de seguro de seusbens e instalações. Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 29, em 11 de setembro de 2012, o Governo Federal emitiu a Medida Provisória n.º 579,regulamentada pelo Decreto nº. 7.805, de 14 de setembro de 2012, com o objetivo de definir os critérios para a prorrogação dasconcessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica vincendas no período de 2015 a 2017. A Administração daCELG GT, de forma conjunta aos interesses do acionista majoritário, optou por não efetuar a prorrogação da concessão de Geração,permanecendo a vigência dos contratos atuais desta concessão, à exceção da Usina Hidrelétrica de São Domingos, cuja renovaçãoencontra-se em discussão administrativa junto ao Ministério de Minas e Energia – MME, bem como na esfera judicial. Com relaçãoà concessão de Transmissão, optou pela renovação da mesma, tendo sido assinado o Segundo Termo Aditivo ao Contrato deConcessão nº 063/2001-ANEEL, com vigência até 05 de dezembro de 2042. O valor da indenização desta concessão, estipuladoem R$ 98.740 mil, está sendo recebido parceladamente pela CELG GT. Não obstante as decisões acerca do tratamento destasrenovações terem estipulado os desdobramentos acima, observa-se que a análise da Administração da CELG GT, conjuntamenteao Conselho de Administração e Assembleia Geral de Acionistas da Controladora CELGPAR, apontam que tanto a Receita AnualPermitida, quanto os valores de indenizações relativas às concessões de geração e transmissão não atenderam às expectativas daCELG GT. Desta forma, o Conselho de Administração da Controladora CELGPAR e, respectivamente, a Assembleia Geral deAcionistas, deliberaram pela aprovação da execução de todas as providências administrativas e judiciais, objetivando evitar pre-juízo à CELG GT e, sucessivamente, buscar a preservação das concessões de geração e transmissão e, concomitantemente emrelação às indenizações. Neste sentido, foram implementadas medidas visando auferir indenizações pertinentes à geração etransmissão de todos os ativos ainda não depreciados, independente do previsto na Medida Provisória nº 579. Medidas estas quese encontram na esfera judicial. Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 30, foi publicada no Diário Oficial da União de 11 de novembro de 2013 a MedidaProvisória nº 627, que revoga o Regime Tributário de Transição (RTT) instituído pela Lei nº 11.941, de 27 de maio de 2009 e que“altera a legislação tributária federal relativa ao Imposto sobre a Renda de Pessoas Jurídicas – IRPJ, à Contribuição Social sobre oLucro Líquido – CSLL, à Contribuição para o PIS/PASEP e à Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS;dispõe sobre a tributação da pessoa jurídica domiciliada no Brasil, com relação ao acréscimo patrimonial decorrente de participaçãoem lucros auferidos no exterior por controladas e coligadas e de lucros auferidos por pessoa física residente no Brasil por intermé-dio de pessoa jurídica controlada no exterior”. A referida MP deverá ser adotada obrigatoriamente para o ano-calendário 2015, sendofacultada a sua adoção no ano-calendário 2014, conforme seu artigo 71. Em uma avaliação preliminar, após a publicação da MP, aAdministração da CELG GT entendeu que não haveria impactos relevantes na organização, tendo aguardado a sua conversão emLei para efetuar uma análise mais profunda e conclusiva das alterações introduzidas, não a adotando no ano-calendário 2014.Observa-se que a referida Medida Provisória foi convertida na Lei nº 12.973, de 13 de maio de 2014, e a análise dos respectivosimpactos efetivamente ocorreu no encerramento do exercício social de 2014, e consignados em Nota Técnica produzida pela áreacontábil da Companhia. Nesta avaliação não foram identificados impactos expressivos para a Companhia. Nossa opinião não con-tém modificação em função desse assunto.

Conforme mencionado na nota explicativa nº 31 - Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado –CCEAR - Através do processo ANEEL nº 48500.003937/2013-55, a CELG GT entrou com Pedido de Reconsideração em face daResolução Homologatória nº 1.533/2013, que definiu a alocação de cotas de garantia física da Usina São Domingos, nos termos daLei nº 12.783/2013. Em resposta ao pedido, a Diretoria da ANEEL, por unanimidade, decidiu dar provimento ao pleito com asseguintes decisões, através do Despacho ANEEL nº 1.276/2014: (a) Aprovar a redução dos Contratos de Comercialização deEnergia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR de energia existente, celebrados pela CELG GT no âmbito do Leilão n° 006/2006-ANEEL, na proporção do lastro da Usina São Domingos convertido em cotas de garantia física, nos termos da Lei n° 12.783, de2013; (b) Determinar à Superintendência de Estudos do Mercado – SEM que elabore as minutas de Termos Aditivos aos CCEARs,a serem assinados pelos respectivos signatários de forma a incorporar nos instrumentos contratuais a redução de que trata o item“a”; (c) Declarar a perda de objeto do pedido de Providência Cautelar apresentado pela CELG GT, haja vista a decisão de mérito; e(d) Determinar à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE: (d1) A recontabilização dos montantes de energia de quetrata o item “a”; (d2) A redução das obrigações relacionadas à aquisição e ao aporte de lastro e de outras garantias pela CELG GT,na proporção do lastro da Usina São Domingos convertido em cotas de garantia física; e (d3) O recálculo de eventuais penalidadesimputadas à CELG GT no âmbito da CCEE considerando o disposto no item “b”. A recontabilização dos montantes de energia deque trata os itens “a” e “d” já foram calculados e estão provisionados/reconhecidos nas demonstrações financeiras da CELG GT.Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.

De acordo com o descrito na nota explicativa nº 32, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL promoveu a revisão das nor-mas e procedimentos contidos no Plano de Contas do Serviço Público de Energia Elétrica, instituindo um novo documentodenominado de Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, contendo o plano de contas, instruções contábeis e roteiropara divulgação de informações econômicas, financeiras e socioambientais resultando em importantes alterações nas práticas con-tábeis e de divulgação, até então aplicáveis, às empresas do setor. As normas contidas no referido Manual são de aplicação com-pulsória a partir de 1º de janeiro de 2015. Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.

A Companhia, no exercício de 2014, apresentou um prejuízo de R$ 2.498 mil, mantendo um prejuízo acumulado de R$ 16.896 mil.A administração da Companhia, visando o reequilíbrio econômico e financeiro, vem tomando diversas medidas e a reversão da situ-ação atual estará sujeita ao sucesso dessas implementações adotadas, além de outras, que deverão ser efetuadas ao longo dospróximos exercícios. Nossa opinião não contém modificação em função desse assunto.

Outros assuntos

Demonstrações do valor adicionado

Examinamos, também, a demonstração individual do valor adicionado (DVA), referente ao exercício findo em 31 de dezembro de2014, elaborada sob a responsabilidade da administração da CELG GERAÇÃO E TRANSMISSÃO S.A. – CELG GT, cuja apresen-tação é requerida pela legislação societária brasileira para companhias abertas e pela Agência Nacional de Energia Elétrica, órgãoregulador da Companhia, e como informação suplementar pelas IFRSs que não requerem a apresentação da DVA. Essademonstração foi submetida aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão ade-quadamente apresentadas, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações financeiras tomadas em conjun-to.

Goiânia, 26 de março de 2015.

UHY MOREIRA – AUDITORESCRC RS 3717 S GO

HERALDO S. S. DE BARCELLOSContador CRC RS 11609 S GO

CNAI Nº 43Responsável Técnico

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) e, consequentemente, extinguindo o RTT.

Além disso, traz as convergências necessárias para a apuração da base de cálculo da Contribuição para o PIS/PASEP e da COFINS.

A referida MP deverá ser adotada obrigatoriamente para o ano-calendário 2015, sendo facultada a sua adoção no ano-calendário2014, conforme seu artigo 71. Em uma avaliação preliminar, após a publicação da MP, a Administração da Celg GT entendeu quenão haveria impactos relevantes na organização, tendo aguardado a sua conversão em Lei para efetuar uma análise mais profundae conclusiva das alterações introduzidas, não a adotando no ano-calendário 2014. Observa-se que a referida Medida Provisória foiconvertida na Lei nº. 12.973, de 13 de maio de 2014, e a análise dos respectivos impactos efetivamente ocorreu no encerramentodo exercício social de 2014, e consignados em Nota Técnica produzida pela área contábil da Companhia.

Nesta avaliação não foram identificados impactos expressivos para a Companhia, sendo que os principais elementos avaliados foramos seguintes, vinculados aos respectivos artigos do texto legal:

ELEMENTOS ANALISADOS SOB A ÓTICA DOS REFLEXOS DA LEI 12.973/2014 REFERÊNCIA AOS ARTIGOS DA LEI 12.973/2014

Ajuste a Valor Justo Arts. 13, 14 e 15 da Lei 12.973/2014Ajuste a Valor Presente Arts. 4º e 5º da Lei 12.973/2014Aquisição de Participação Societária em Estágios Art. 37 da Lei 12.973/2014 CPC 01Aquisição de Participação Societária em Estágios-Incorporação, Fusão ou Cisão Art. 38 da Lei 12.973/2014 CPC 01Arrendamento Mercantil Arts. 46, 47, 48 e 49 da Lei 12.973/2014Ativo Intangível Arts. 41 e 42 da Lei 12.973/2014Avaliação do Investimento pelo Patrimônio Líquido - Aplicação do Método da Art. 2º que alterou o art. 20 Equivalência Patrimonial do Decreto-Lei 1.598/1977Composição do Ativo Indenizável de Transmissão idêntico aoAtivo Financeiro - efeito nulo no resultado -Contratos de Concessão Arts. 35 e 36 da Lei 12.973/2014Contratos de Longo Prazo Art. 29 da Lei 12.973/2014Custo de Empréstimo na Aquisição de Ativos Qualificáveis Art. 2º que alterou o art. 17 do

Decreto-Lei 1.598/1977Despesas com Emissão de Ações Art. 2º que alterou o art. 38-A do

Decreto-Lei 1.598/1977Distribuição de Lucros e Dividendos Art. 9º que alterou o art. 10

da Lei 9.249/1995Doações e Subvenções para Investimentos Art. 30 da Lei 12.973/2014Ganhos ou Perdas de Capital Art. 2º que alterou o art. 31 do

Decreto-Lei 1.598/1977Imobilizado e Depreciação Art. 40 que alterou o art. 57

da Lei 4.506/1964Juros sobre o Capital Próprio Art. 9º que alterou o art. 9

da Lei 9.249/1995Lucro da Exploração Art. 2º que alterou o art. 19 do

Decreto-Lei 1.598/1977Pagamento Baseado em Ações Arts. 33 e 34 da Lei 12.973/2014Prejuízos Não Operacionais Art. 43 da Lei 12.973/2014Prêmios na Emissão de Debêntures Art. 31 da Lei 12.973/2014Reconhecimento das Receitas X Custos de Construção - efeito nulo no resultado -Teste de Recuperabilidade de Ativos – Impairment Art. 32 da Lei 12.973/2014 CPC 01

31. CONTRATOS DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO AMBIENTE REGULADO – CCEAR

Através do processo ANEEL nº 48500.003937/2013-55, a CELG GT entrou com Pedido de Reconsideração em face da ResoluçãoHomologatória nº 1.533/2013, que definiu a alocação de cotas de garantia física da Usina São Domingos, nos termos da Leinº 12.783/2013.

Em resposta ao pedido, a Diretoria da ANEEL, por unanimidade, decidiu dar provimento ao pleito com as seguintes decisões, atravésdo Despacho ANEEL nº 1.276/2014:

a. Aprovar a redução dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR de energia existente,celebrados pela Celg GT no âmbito do Leilão n° 006/2006-ANEEL, na proporção do lastro da Usina São Domingos convertido emcotas de garantia física, nos termos da Lei n° 12.783, de 2013;b. Determinar à Superintendência de Estudos do Mercado – SEM que elabore as minutas de Termos Aditivos aos CCEARs, a seremassinados pelos respectivos signatários de forma a incorporar nos instrumentos contratuais a redução de que trata o item “a”;c. Declarar a perda de objeto do pedido de Providência Cautelar apresentado pela Celg GT, haja vista a decisão de mérito; ed. Determinar à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE:d.1. A recontabilização dos montantes de energia de que trata o item “a”;d.2. A redução das obrigações relacionadas à aquisição e ao aporte de lastro e de outras garantias pela Celg GT, na proporção dolastro da Usina São Domingos convertido em cotas de garantia física; ed.3. O recálculo de eventuais penalidades imputadas à Celg GT no âmbito da CCEE considerando o disposto no item “b”.

A recontabilização dos montantes de energia de que trata os itens “a” e “d” já foram calculados e estão provisionados/reconhecidosnas Demonstrações Financeiras da CELG GT.

32. NOVO MANUAL DE CONTABILIDADE DO SETOR ELÉTRICO (MCSE)

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

Para efeito de comparabilidade das informações contábeis (Demonstrações Financeiras) do exercício de 2015 com aquela do exer-cício de 2014, estas deverão ser reclassificadas considerando as disposições contidas neste Manual.

33. AUTORIZAÇÃO DE EMISSÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Eventos subsequentes ao período a que se referem essas Demonstrações Financeiras são eventos, favoráveis ou desfavoráveis,que ocorrem entre a data final do período a que se referem, ou seja, 31 de dezembro de 2014, e a data na qual é autorizada aemissão dessas Demonstrações.

Esta autorização é de competência da diretoria, tendo sido as Demonstrações Financeiras apreciadas em Reunião da Diretoria daCelg GT, realizada em 26 de março de 2015.

DIRETORIA:

José Fernando Navarrete Pena Braulio Afonso MoraesDiretor - Presidente Diretor Vice-Presidente

CPF nº 303.118.701-63 CPF nº 082.965.101-20

Augusto Francisco da Silva Cleiton Silva FerreiraDiretor Técnico e Comercial Contador CRC-GO 018721/O-6

CPF nº 122.424.701-91 CPF nº 964.944.921-34

Os Diretores da Celg Geração e Transmissão S.A. – Celg GT, em cumprimento ao disposto no Art. 25, inciso V da Instrução CVMnº 480, de 7 de dezembro de 2009, e às disposições estatutárias, declaram que reviram, discutiram e concordam com o Parecer,sem ressalvas, da UHY Moreira – Auditores, emitido em 26 de março de 2015, referentes às Demonstrações Financeiras encerradasem 31 de dezembro de 2014.


José Fernando Navarrete Pena Braulio Afonso Morais Augusto Francisco da SilvaDiretor Presidente Diretor Vice-Presidente Diretor Técnico e Comercial

CPF nº 303.118.701-63 CPF nº 082.965.101-20 CPF nº 122.424.701-91

DECLARAÇÃO DE CONCORDÂNCIA COM O PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES

Os Diretores da Celg Geração e Transmissão S.A. – Celg GT, em cumprimento ao disposto no Art. 25, inciso VI da Instrução CVMnº 480, de 7 de dezembro de 2009, e às disposições estatutárias, declaram que reviram, discutiram e concordam com asDemonstrações Financeiras encerradas em 31 de dezembro de 2014.


José Fernando Navarrete Pena Braulio Afonso Morais Augusto Francisco da SilvaDiretor Presidente Diretor Vice-Presidente Diretor Técnico e Comercial

CPF nº 303.118.701-63 CPF nº 082.965.101-20 CPF nº 122.424.701-91

DECLARAÇÃO DE CONCORDÂNCIA COM AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

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Diário Oficial 7 ANO 178 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 22 · GOIÂNIA, SEXTA-FEIRA, 24 DE ABRIL DE 2015 8 Diário Oficial ANO 178 - DIÁRIO OFICIAL/GO Nº 22.066 Celg Geração e Transmissão