Formulário de Referência GTD PARTICIPACOES SA Versão : Declaração e Identificação dos responsáveis 1

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1 Índice 1. Responsáveis pelo formulário Declaração e Identificação dos responsáveis 1 2. Auditores independentes 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Outras informações relevantes 4 3. Informações financ. selecionadas Informações Financeiras Medições não contábeis Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras Política de destinação dos resultados Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas Nível de endividamento Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Outras informações relevantes Fatores de risco Descrição dos fatores de risco Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores Processos sigilosos relevantes Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Outras contingências relevantes Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados Risco de mercado Descrição dos principais riscos de mercado 47

2 Índice Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado Alterações significativas nos principais riscos de mercado Outras informações relevantes Histórico do emissor 6.1 / 6.2 / Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM Breve histórico Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial Outras informações relevantes Atividades do emissor Descrição das atividades do emissor e suas controladas Informações sobre segmentos operacionais Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Receitas relevantes provenientes do exterior Efeitos da regulação estrangeira nas atividades Relações de longo prazo relevantes Outras informações relevantes Grupo econômico Descrição do Grupo Econômico Organograma do Grupo Econômico Operações de reestruturação Outras informações relevantes Ativos relevantes Bens do ativo não-circulante relevantes - outros Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.a - Ativos imobilizados 72

3 Índice Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades Outras informações relevantes Comentários dos diretores Condições financeiras e patrimoniais gerais Resultado operacional e financeiro Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor Políticas contábeis críticas Controles internos relativos à elaboração das demonstrações financeiras - Grau de eficiência e deficiência e recomendações presentes no relatório do auditor Destinação de recursos de ofertas públicas de distribuição e eventuais desvios Itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras Plano de negócios Outros fatores com influência relevante Projeções Projeções divulgadas e premissas Acompanhamento e alterações das projeções divulgadas Assembleia e administração Descrição da estrutura administrativa Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais Datas e jornais de publicação das informações exigidas pela Lei nº6.404/ Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração Descrição da cláusula compromissória para resolução de conflitos por meio de arbitragem / 8 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal Composição dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, financeiro e de remuneração Existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o 2º grau relacionadas a administradores do emissor, controladas e controladores 104

4 Índice Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Acordos, inclusive apólices de seguros, para pagamento ou reembolso de despesas suportadas pelos administradores Remuneração dos administradores Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária Remuneração total do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal Remuneração variável do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoria estatutária Participações em ações, cotas e outros valores mobiliários conversíveis, detidas por administradores e conselheiros fiscais - por órgão Remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária Informações sobre as opções em aberto detidas pelo conselho de administração e pela diretoria estatutária Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.6 a Método de precificação do valor das ações e das opções Informações sobre planos de previdência conferidos aos membros do conselho de administração e aos diretores estatutários Remuneração individual máxima, mínima e média do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal Mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou de aposentadoria Percentual na remuneração total detido por administradores e membros do conselho fiscal que sejam partes relacionadas aos controladores Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal, agrupados por órgão, recebida por qualquer razão que não a função que ocupam Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal reconhecida no resultado de controladores, diretos ou indiretos, de sociedades sob controle comum e de controladas do emissor Outras informações relevantes Recursos humanos Descrição dos recursos humanos Alterações relevantes - Recursos humanos Descrição da política de remuneração dos empregados 128

5 Índice Descrição das relações entre o emissor e sindicatos Controle 15.1 / Posição acionária Distribuição de capital Organograma dos acionistas Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador seja parte Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores do emissor Outras informações relevantes Transações partes relacionadas Descrição das regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização de transações com partes relacionadas Informações sobre as transações com partes relacionadas Identificação das medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses e demonstração do caráter estritamente comutativo das condições pactuadas ou do pagamento compensatório adequado Capital social Informações sobre o capital social Aumentos do capital social Informações sobre desdobramentos, grupamentos e bonificações de ações Informações sobre reduções do capital social Outras informações relevantes Valores mobiliários Direitos das ações Descrição de eventuais regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que os obriguem a realizar oferta pública Descrição de exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos previstos no estatuto Volume de negociações e maiores e menores cotações dos valores mobiliários negociados Descrição dos outros valores mobiliários emitidos Mercados brasileiros em que valores mobiliários são admitidos à negociação 153

6 Índice Informação sobre classe e espécie de valor mobiliário admitida à negociação em mercados estrangeiros Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor Descrição das ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiros Outras informações relevantes Planos de recompra/tesouraria Informações sobre planos de recompra de ações do emissor Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria Informações sobre valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento do último exercício social Outras informações relevantes Política de negociação Informações sobre a política de negociação de valores mobiliários Outras informações relevantes Política de divulgação Descrição das normas, regimentos ou procedimentos internos relativos à divulgação de informações Descrever a política de divulgação de ato ou fato relevante indicando o canal ou canais de comunicação utilizado(s) para sua disseminação e os procedimentos relativos à manutenção de sigilo acerca de informações relevantes não divulgadas Administradores responsáveis pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de divulgação de informações Outras informações relevantes Negócios extraordinários Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos negócios do emissor Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamente relacionados com suas atividades operacionais Outras informações relevantes 171

7 1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis Nome do responsável pelo conteúdo do formulário Cargo do responsável Carlos Eduardo Reich de Sampaio Diretor Presidente/Relações com Investidores Os diretores acima qualificados, declaram que: a. reviram o formulário de referência b. todas as informações contidas no formulário atendem ao disposto na Instrução CVM nº 480, em especial aos arts. 14 a 19 c. o conjunto de informações nele contido é um retrato verdadeiro, preciso e completo da situação econômico-financeira do emissor e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores mobiliários por ele emitidos PÁGINA: 1 de 171

8 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Possui auditor? SIM Código CVM Tipo auditor Nome/Razão social Nacional IGAF LM AUDITORES INDEPENDENTES CPF/CNPJ / Período de prestação de serviço 01/04/2004 a 08/08/2011 Descrição do serviço contratado Montante total da remuneração dos auditores independentes segregado por serviço Justificativa da substituição Auditoria das demonstrações financeiras anuais, revisão das informações trimestrais, ambas divulgadas ao Mercado, e revisão da DIPJ anual enviada para a Receita Federal. Montante total de remuneração dos auditores independentes no último exercício social foi de R$ ,00. A totalidade do valor da remuneração dos auditores se refere a honorários de auditoria externa. Razão apresentada pelo auditor em caso da discordância da justificativa do emissor Nome responsável técnico LUIZ FERNANDO LYRA MAGALHÃES 01/04/2004 a 08/08/ Período de prestação de serviço CPF Endereço Rua México 11, 13 andar, Centro, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, CEP , Telefone (21) PÁGINA: 2 de 171

9 Possui auditor? SIM Código CVM Tipo auditor Nome/Razão social Nacional BDO RCS Auditores Independentes S.S. CPF/CNPJ / Período de prestação de serviço 09/08/2011 Descrição do serviço contratado Montante total da remuneração dos auditores independentes segregado por serviço Justificativa da substituição Razão apresentada pelo auditor em caso da discordância da justificativa do emissor Nome responsável técnico Julian Clemente 09/08/ Auditoria das demonstrações financeiras anuais, revisão das informações trimestrais, ambas divulgadas ao Mercado, e revisão da DIPJ anual enviada para a Receita Federal. Montante total de remuneração dos auditores independentes será R$ ,00 por ano. A totalidade do valor da remuneração dos auditores se refere a honorários de auditoria externa. A mudança de auditores independentes fez-se estritamente em face de circunstâncias comerciais, não havendo qualquer fato que desabone os antigos auditores, IGAF LM Auditores Independentes, inscrita no CPNJ sob o nº / Não houve discordância do auditor. Período de prestação de serviço CPF Endereço Av. Nilo Peçanha, 50, Sala 2516, Centro, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, CEP , Telefone (021) , Fax (021) , cristiano.mendes@bdobrazilrcs.com.br PÁGINA: 3 de 171

10 2.3 - Outras informações relevantes Formulário de Referência GTD PARTICIPACOES SA Versão : Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes 2.3 Não há outras informações neste tópico que a Companhia julgue relevantes. PÁGINA: 4 de 171

11 3.1 - Informações Financeiras - Consolidado Rec. Liq./Rec. Intermed. Fin./Prem. Seg. Ganhos (Reais) Exercício social (31/12/2013) Exercício social (31/12/2012) Exercício social (31/12/2011) Patrimônio Líquido Ativo Total Resultado Bruto Resultado Líquido Número de Ações, Ex-Tesouraria (Unidades) Valor Patrimonial de Ação (Reais Unidade) Resultado Líquido por Ação PÁGINA: 5 de 171

12 3.2 - Medições não contábeis 3.2 Caso o emissor tenha divulgado, no decorrer do último exercício social, ou deseje divulgar neste formulário medições não contábeis, como Lajida (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) ou Lajir (lucro antes de juros e imposto de renda), o emissor deve: a. informar o valor das medições não contábeis b. fazer as conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas c. explicar o motivo pelo qual entende que tal medição é mais apropriada para a correta compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações 3.2 O emissor não divulgou no último exercício social e não deseja divulgar neste formulário medições não contábeis. PÁGINA: 6 de 171

13 3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras 3.3. Identificar e comentar qualquer evento subsequente às últimas demonstrações financeiras de encerramento de exercício social que as altere substancialmente Não há qualquer evento subsequente às últimas demonstrações financeiras de encerramento de exercício social que as altere substancialmente. PÁGINA: 7 de 171

14 3.4 - Política de destinação dos resultados Formulário de Referência GTD PARTICIPACOES SA Versão : Descrever a política de destinação dos resultados dos 3 últimos exercícios sociais, indicando: a. regras sobre retenção de lucros b. regras sobre distribuição de dividendos c. periodicidade das distribuições de dividendos d. eventuais restrições à distribuição de dividendos impostas por legislação ou regulamentação especial aplicável ao emissor, assim como contratos, decisões judiciais, administrativas ou arbitrais a) O Estatuto Social da Sociedade não prevê retenção de lucros, estando a Sociedade sujeita ao artigo 196 da Lei 6.404/76, que estabelece que a Assembleia geral poderá, por proposta dos órgãos da administração, deliberar reter parcela do lucro líquido do exercício prevista em orçamento de capital por ela previamente aprovado. b) Conforme disposto no artigos 28, 29 e 30 do Estatuto Social da Companhia: Artigo 28 Do lucro líquido do exercício, serão aplicados, antes de qualquer outra destinação, 5% (cinco por cento) na constituição da Reserva Legal, que não excederá a 20% (vinte por cento) do capital social. A constituição da Reserva Legal poderá ser dispensada no exercício em que o saldo dela, acrescido do montante das reservas de capital, exceder a 30% (trinta por cento) do capital social. Em seguida, ainda do lucro líquido, serão destacados, se necessário, os valores destinados à formação de Reservas para Contingências e a de Lucros à Realizar, tudo consoante o disposto no art. 202, incisos I, II e III da Lei nº 6.404/76. Artigo 29 Do saldo restante do lucro líquido, será distribuído aos acionistas o dividendo obrigatório não inferior a 25% (vinte e cinco por cento), compensados os dividendos que tenham sido declarados no exercício. Artigo 30 A Assembleia Geral deliberará acerca da destinação do lucro restante. c) Conforme disposto no artigo 33 do Estatuto Social da Companhia: Artigo 33 À Diretoria fica facultada a declaração de dividendo à conta do lucro apurado em balanços semestrais, ouvido o Conselho de Administração. 1º. A Companhia poderá levantar Balanço e distribuir dividendos em períodos trimestrais, desde que o total dos dividendos pagos a cada semestre do exercício não exceda o montante de suas reservas de capital, observado o disposto no 1º do Artigo 204 da Lei 6.404/76. PÁGINA: 8 de 171

15 3.4 - Política de destinação dos resultados 2º. A Diretoria poderá declarar dividendos intermediários, ouvido o Conselho de Administração, à conta de lucros acumulados ou de reservas de lucros existentes no último Balanço anual ou semestral. d) Não há restrições à distribuição de dividendos impostas por legislação ou regulamentação especial aplicável ao emissor, assim como contratos, decisões judiciais, administrativas ou arbitrais. PÁGINA: 9 de 171

16 3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido (Reais) Exercício social 31/12/2013 Exercício social 31/12/2012 Exercício social 31/12/2011 Lucro líquido ajustado Dividendo distribuído em relação ao lucro líquido ajustado Taxa de retorno em relação ao patrimônio líquido do emissor Dividendo distribuído total Lucro líquido retido Data da aprovação da retenção 10/04/2014 Lucro líquido retido Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Juros Sobre Capital Próprio Ordinária Preferencial Dividendo Obrigatório Preferencial Ordinária Outros Ordinária Preferencial Preferencial Classe A PÁGINA: 10 de 171

17 3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas Formulário de Referência GTD PARTICIPACOES SA Versão : Informar se, nos 3 últimos exercícios sociais, foram declarados dividendos a conta de lucros retidos ou reservas constituídas em exercícios sociais anteriores Nos 3 últimos exercícios sociais, não ocorreram declaração de dividendos a conta de lucros retidos ou reservas constituídas em exercícios anteriores. PÁGINA: 11 de 171

18 3.7 - Nível de endividamento Justificativa para o não preenchimento do quadro: Não há endividamento PÁGINA: 12 de 171

19 3.8 - Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Justificativa para o não preenchimento do quadro: Não há. PÁGINA: 13 de 171

20 3.9 - Outras informações relevantes Formulário de Referência GTD PARTICIPACOES SA Versão : Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes 3.9 Não há outras informações neste tópico que a Companhia julgue relevantes. PÁGINA: 14 de 171

21 4.1 - Descrição dos fatores de risco Formulário de Referência GTD PARTICIPACOES SA Versão : 3 4. Fatores de risco 4.1 Descrever fatores de risco que possam influenciar a decisão de investimento, em especial, aqueles relacionados: a. ao emissor b. a seu controlador, direto ou indireto, ou grupo de controle c. a seus acionistas d. a suas controladas e coligadas e. a seus fornecedores f. a seus clientes g. aos setores da economia nos quais o emissor atue h. à regulação dos setores em que o emissor atue i. aos países estrangeiros onde o emissor atue a) A Companhia é uma sociedade de participações (holding) cujo principal ativo é a participação que detém na EDP Energias do Brasil S.A. ( EDP ). Assim, parte significativa da receita da Companhia provém do recebimento de dividendos pagos pela empresa investida. Consequentemente, uma diminuição relevante na capacidade de distribuição desses dividendos à Companhia poderá afetar sua situação financeira e capacidade de pagamento. b) O emissor não possui controlador definido. c) A GTD Participações S.A. é uma empresa que não possui a figura do acionista controlador, que nos termos do artigo 116 da Lei nº 6.404/76, deve ser entendido com a pessoa natural ou jurídica, ou o grupo de pessoas vinculadas por acordo de voto, ou sob controle comum, que: a) é titular de direitos de sócio que lhe assegurem, de modo permanente, a maioria dos votos nas deliberações da assembleia geral e o poder de eleger a maioria dos administradores da companhia; e b) usa efetivamente seu poder para dirigir as atividades sociais e orientar o funcionamento dos órgãos da companhia. Não obstante, quando da realização de uma assembleia, os acionistas, por maioria, poderão tomar medidas que podem ser contrárias aos interesses de V.Sa. As decisões dos demais acionistas podem divergir de vossas expectativas ou preferências. d) A investida do emissor, EDP Energias do Brasil S.A. ( EDP ), é uma empresa que atua no setor de energia elétrica e, assim, está sujeita aos riscos relacionados às suas operações no setor elétrico brasileiro. PÁGINA: 15 de 171

22 4.1 - Descrição dos fatores de risco Risco relacionados à EDP A perda das concessões pode gerar prejuízos nos resultados da EDP. Nos termos da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, conforme alterada ( Lei das Concessões ), uma concessão está sujeita à extinção antecipada em circunstâncias como: a concessionária deixar de cumprir com qualquer das condições estabelecidas nos contratos de concessão, encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial, anulação do contrato de concessão, falência, extinção da concessionária ou por meio de expropriação, se for de interesse público. Há previsão de penalidade e intervenção no contrato de concessão. Em quaisquer dessas circunstâncias, os ativos vinculados à concessão devem ser revertidos ao Poder Concedente. Apesar do contrato de concessão prever o direito à indenização da concessionária, no caso de extinção de uma concessão, não é possível assegurar, na data deste Formulário de Referência, que o valor de eventual indenização será suficiente para compensar a perda de lucro futuro relativo aos ativos ainda não totalmente amortizados ou depreciados. Da mesma forma, de acordo com a legislação em vigor, no caso de descumprimento, pela EDP, dos termos das autorizações que permitem o funcionamento das usinas termelétricas ( UTEs ), a respectiva autorização pode ser cassada, fato que teria efeito adverso substancial na condução de negócios, resultados operacionais e na condição financeira da EDP, refletindo no valor de mercado dos valores mobiliários de sua emissão. A extinção antecipada do contrato de concessão, assim como a imposição de penalidades associadas a tal extinção, pode gerar significativos impactos nos resultados e afetar a capacidade de pagamento e cumprimento de obrigações financeiras da EDP. Segundo a lei brasileira, nossas concessões podem ser renovadas apenas uma vez, desde que haja aprovação do Ministério de Minas e Energia ou da Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ) e que determinados parâmetros em relação à prestação do serviço tenham sido atendidos. Pretendemos solicitar a renovação de cada uma de nossas concessões quando da sua respectiva expiração. Em virtude da discricionariedade do Poder Concedente para a renovação das concessões, nossas subsidiárias poderão enfrentar concorrência significativa de terceiros ao pleitear a renovação dessas concessões ou para obter quaisquer novas concessões. Uma vez que a ANEEL detenha total discricionariedade sobre a renovação das concessões já existentes, a aquisição de determinadas concessões por concorrentes poderia afetar negativamente os resultados da EDP. Recentemente, a Medida Provisória nº 579/2012 convertida na Lei nº , em janeiro de 2013 deliberou sobre a antecipação da renovação das concessões de geração e PÁGINA: 16 de 171

23 4.1 - Descrição dos fatores de risco transmissão licitadas antes de 13 de fevereiro de 1995 (art. 19 da Lei nº 9.074/1995) e com contratos vencendo entre 2013 e Para estas concessionárias, somente os custos de operação, manutenção, encargos e tributos serão considerados na tarifa, já que os ativos vinculados à prestação do serviço estarão totalmente amortizados. Estas mudanças não atingem os ativos do Grupo EDP, entretanto, elas poderão balizar as regras que serão aplicadas às prorrogações das concessões no futuro. A devolução de outorgas de empreendimentos constitui direito do outorgado, cumpridas todas as obrigações e exigências do ato perante o Poder Concedente. Sendo assim, encontra-se em processo junto à ANEEL a devolução dos empreendimentos UTE Terra Verde e UHE Couto Magalhães. A Terra Verde Bioenergia Participações S.A., controlada da EDP Energias do Brasil S.A., e a Investimento Verde Participações S.A. detêm a outorga de autorização para a UTE Terra Verde. Tendo em vista a Assembleia Geral Extraordinária da Terra Verde, realizada em 14 de setembro de 2010, na qual a Terra Verde Bioenergia Participações S.A manifestou interesse em interromper a implantação do projeto Terra Verde, em caráter definitivo, razão pela qual apresentou proposta de dissolução da sociedade com o Investimento Verde, a qual não aceitou a proposta, foi ajuizado, em 20 de setembro de 2010, a competente ação de dissolução da sociedade, processo nº que tramita na 3ª Vara Cível da Capital de São Paulo. Em 23 de novembro de 2010, a Terra Verde Bioenergia Participações S.A. solicitou à ANEEL a revogação da outorga da autorização para a UTE Terra Verde, ao qual foi concedida através da Resolução Autorizativa nº de 16 de outubro de Em 22 de dezembro de 2011 a EDP Energias do Brasil celebrou com a Investimento Verde um Termo de Transação e Outras Avenças com o objetivo de suspender e consequentemente por fim às demandas judiciais e demais controvérsias, transação esta compreendendo o valor de R$6.500 mil corrigido pro rata die, pelo IGP-M, a ser desembolsada pela EDP Energias do Brasil assim que satisfeitas as condições precedentes. Em 27 de março de 2013 a Companhia e a Investimento Verde Participações Ltda ("Investimento Verde") resolveram celebrar o Distrato ao acordo de Acionista celebrado entre as partes em 17 de junho de 2008, gerando uma perda para a Companhia de R$8.417 registrada no patrimônio líquido contra Lucros Acumulados. Na mesma data, a Companhia entregou a Investimento Verde o Projeto Básico de Engenharia da UTE Terra Verde, e em decorrência deste ato a Investimento Verde declarou e garantiu que a Companhia passa a não possuir qualquer responsabilidade por qualquer PÁGINA: 17 de 171

24 4.1 - Descrição dos fatores de risco eventual inconsistência, imprecisão, insuficiência, ou inveracidade do Projeto Básico, mesmo aquelas originadas por atos, fatos ou omissões ocorridas antes desta data, renunciando, dessa forma, irrevogável e irretratável, a qualquer ação e/ou direito que porventura teria em face da Companhia ou da controlada Terra Verde. A EDP Energias do Brasil S.A. e a Rede Energia S.A., por meio das empresas Enercouto S.A. e Rede Couto Magalhães Energia S.A., respectivamente, integrantes do Consórcio Ener-Rede Couto Magalhães, detêm a outorga da concessão para a exploração da UHE Couto Magalhães. Tendo em vista a negativa do IBAMA, através do Ofício n 892/2011/GP/IBAMA, de 04 de outubro de 2011, para o pedido de Licença Prévia da UHE Couto Magalhães, após nove anos da outorga do empreendimento, as Concessionárias ingressaram na ANEEL, em 15 de março de 2012, com pedido de revogação da outorga de concessão da UHE Couto Magalhães. O impacto esperado desta revogação da outorga não é material. Receitas operacionais podem ser negativamente afetadas por decisões da ANEEL com relação às tarifas da EDP. As tarifas da EDP são determinadas pela ANEEL, considerando dispositivos dos contratos de concessão baseados na lei brasileira, a qual estabelece um mecanismo de limite de preço que permite ajustes nas seguintes circunstâncias: (i) o reajuste anual, projetado para compensar efeitos da inflação sobre as tarifas e repassar aos consumidores certas mudanças da estrutura de custo que estão fora do nosso controle; (ii) a revisão periódica, que ocorre em períodos que variam de três a cinco anos e é projetada de maneira a contemplar as alterações na nossa estrutura de custos e de mercado, com o objetivo de preservar o equilíbrio econômico-financeiro da concessão; e (iii) a revisão extraordinária, que pode ocorrer a qualquer tempo, independentemente dos reajustes e revisões anteriormente mencionados, se houver alterações significativas comprovadas nos custos e/ou modificação ou extinção de tributos e encargos posteriores à assinatura do contrato, quando comprovado o seu impacto sobre os custos da concessionária. Com o objetivo de alcançar um equilíbrio apropriado entre o interesse do mercado consumidor em contar com um serviço de eletricidade de qualidade a custo razoável e, de outro lado, nossa necessidade e de outros agentes do setor elétrico de geração de lucro adequado, o regulador pode propor ajustes tarifários desfavoráveis que impactem negativamente nossa rentabilidade, ou seja, tarifas com valores inferiores ao que desejado ou mesmo menores das anteriormente cobradas. Um exemplo foi o reajuste anual aplicado pela ANEEL à tarifa da controlada Bandeirante Energia S.A. ( EDP Bandeirante ) para o ano de 2004, quando reduziu provisoriamente a base de remuneração regulatória PÁGINA: 18 de 171

25 4.1 - Descrição dos fatores de risco estabelecida em 2003, em 34,5% do valor anterior, reservando-se o direito de reavaliar esta decisão em O poder discricionário da ANEEL de reajustar as tarifas, bem como alterar os métodos utilizados nas revisões periódicas, cria uma grande incerteza nas operações dos negócios de distribuição da EDP e podem resultar em tarifas de fornecimento de energia elétrica inferiores às pleiteadas pelas distribuidoras da EDP, afetando negativamente a sua situação financeira e os seus resultados operacionais. Ademais, não é possível assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas que permita a EDP repassar aos seus consumidores todos os seus aumentos de custo. Além disso, na medida em que quaisquer desses ajustes não forem concedidos pela ANEEL em tempo hábil, como ocorreu em 2001 e 2002 em virtude do racionamento, nossa condição financeira e os resultados operacionais poderão ser adversamente afetados. Em 7 de março de 2013 foi publicado o decreto nº que altera os Decretos nºs 5.163/04 e o 7.891/13 e em 2 de abril de 2013 foi publicada a Nota Técnica 83/13 que destina-se a subsidiar as decisões da Superitendência de Regulação Econômica da ANEEL, que apresentou o cálculo dos valores a serem repassados à CCEE pela Conta de Desenvolvimento Energético CDE às concessionárias de distribuição. O cálculo proposto prevê o repasse para cobrir os seguintes custos de contabilização na CCEE: i. a exposição ao risco hidrológico dos contratos de cota de garantia física; ii. o encargo de serviços de sistema corrente relativo ao acionamento de usinas fora da ordem de mérito por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE; iii. a exposição involuntária relativa à não adesão ao regime de cotas por parte de algumas hidrelétricas, em conjunto com a não realização de leilão para recontratação do montante de reposição do ano de Crescimento por meio de licitações pode ser adversamente afetado por futuras ações governamentais ou políticas relacionadas a concessões de usinas de geração de energia no Brasil. Nos termos da Lei 8.666/93 ( Lei de Licitações ), os editais emitidos pelo poder concedente impõe certos requisitos aos participantes interessados nas licitações para novas concessões, incluindo indicadores sobre a estabilidade financeira do participante e/ou de seus acionistas. A EDP Não pode assegurar que será capaz de satisfazer todos os requisitos exigidos para adquirir novas concessões ou participar de processos licitatórios. As regras para a licitação de concessões de usinas de geração estão sujeitas a alterações, tanto no PÁGINA: 19 de 171

26 4.1 - Descrição dos fatores de risco âmbito federal quanto estadual. Ademais, não é possível assegurar que os processos licitatórios relativos a novos aproveitamentos de potencial hidráulico irão de fato ocorrer. Caso referidos processos não ocorram ou o potencial seja insignificante ou economicamente inviável e de pouca atratividade para nós, a expansão e diversificação do parque gerador poderão ser comprometidas. O ano de 2012 foi marcado por significativas alterações nas regulamentações aplicadas ao setor de energia elétrica, entre elas, a Medida Provisória n 579, de 11 de setembro de 2012, na qual o governo federal apresentou medidas para reduzir a conta de energia elétrica, a partir de janeiro de A redução média prevista para todo o Brasil era de 20,2%, decorrente da atuação do governo em duas frentes: Renovação das Concessões (13%) e Encargos Setoriais (7%). A Medida Provisória nº 579/2012 que resultou na Lei nº /13, estabelece que as concessionárias de geração e transmissão, licitadas antes de 13 de fevereiro de 1995 (artigo 19 da Lei nº 9.074/1995) e que tiverem seus contratos vencendo entre 2013 e 2017, poderão prorrogar antecipadamente as suas concessões. As concessões de geração alcançadas pela Lei deverão disponibilizar sua garantia física de energia para o regime de cotas a ser distribuído proporcionalmente ao mercado de cada distribuidora, impactando a contratação de energia. Por sua vez, as concessionárias de transmissão, atingidas pela MP nº 579/12, terão considerados em sua tarifa, somente os custos de operação e manutenção, encargos e tributos, já que os ativos vinculados à prestação do serviço estarão totalmente amortizados. No que se refere aos Encargos Setoriais, as cotas da Conta de Consumo de Combustíveis CCC e a Reserva Global de Reversão RGR deixou de ser cobrada dos consumidores e a Conta de Desenvolvimento Energético CDE foi reduzida a partir de janeiro de 2013, em 75% de seu valor. O Decreto nº 7.891/13 estabeleceu uma maior abrangência para a aplicação dos recursos da CDE, os quais passaram a ser utilizados para subsidiar os descontos tarifários previstos em lei, como a tarifa social baixa renda, rural, água, esgoto e saneamento, irrigantes, entre outros. Desse modo, a diferença auferida de receita, devido aos descontos concedidos, deixou de ser ressarcida por meio das tarifas dos demais consumidores. Em 24 de janeiro de 2013 a Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL aprovou a Revisão Tarifária Extraordinária RTE, específica para o ajuste dos custos de energia, custos de transmissão e encargos setoriais, de todas as distribuidoras de energia. Assim, simultaneamente serão reduzidos os custos não gerenciáveis e as tarifas de fornecimento, não havendo impactos na margem das distribuidoras. Estes efeitos serão percebidos pelos PÁGINA: 20 de 171

27 4.1 - Descrição dos fatores de risco consumidores a partir do final de janeiro de As principais alterações que permitiram a redução da conta foram: i) Alocação de cotas de energia, resultantes das geradoras com concessões renovadas; ii) Redução dos custos de transmissão; iii) Redução dos encargos setoriais; e iv) Extinção de subsídios da estrutura da tarifa, com aporte direto do Tesouro Nacional. As concessões de geração hidroelétrica detidas pelo Grupo EDP Energias do Brasil por terem sido outorgadas após fevereiro de 1995, data de entrada em vigor da Lei nº 8.987/1995 não são atingidas pelas mudanças regulatórias em pauta. Não é possível assegurar a renovação de contratos de concessão. A ANEEL pode, ainda, penalizar a EDP pelo descumprimento de cláusulas dos contratos de concessão e a EDP não recuperar o valor total investido caso quaisquer das concessões sejam extintas. A EDP realiza as atividades de distribuição e geração de acordo com contratos de concessão celebrados com a ANEEL por períodos que variam de 30 a 35 anos e podem ser renovados, apenas uma vez, a exclusivo critério da ANEEL e do Ministério de Minas e Energia ( MME ), por iguais períodos, mediante requerimento que obedeça a determinadas condições, de modo a não nos sujeitar a novo procedimento licitatório. Tendo em vista o grau de discricionariedade concedido à ANEEL pela Lei de Concessões e pelos contratos de concessão no que diz respeito à renovação das concessões, e dada a falta de precedentes duradouros com relação ao exercício, pela ANEEL, de tal discricionariedade e aplicabilidade da Lei de Concessões, não podemos assegurar que obteremos novas concessões ou que as atuais serão renovadas em termos favoráveis. Adicionalmente, a ANEEL pode impor penalidades que incluem multas significativas (em alguns casos, de até 2% do faturamento correspondente aos últimos 12 meses anteriores à lavratura do correspondente auto de infração) e restrições em operações, bem como a extinção antecipada dos contratos de concessão, no caso da EDP descumprir qualquer das obrigações estabelecidas nos contratos de concessão. A imposição de multas ou penalidades severas pela ANEEL e a extinção antecipada de contratos de concessão podem ter um efeito negativo relevante sobre a situação financeira e resultados operacionais. PÁGINA: 21 de 171

28 4.1 - Descrição dos fatores de risco Previsões incorretas das necessidades de energia nas áreas de concessão das distribuidoras podem afetar adversamente os resultados operacionais da EDP. De acordo com a Lei nº , de 15 de março de 2004, conforme alterada ( Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ) há o risco das distribuidoras de energia elétrica não poderem repassar integralmente aos clientes os custos e despesas das compras de energia, nos casos de erros na previsão da demanda de energia. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um distribuidor de energia deve contratar com antecedência, por meio de licitações públicas, 100% das necessidades previstas em seu contrato para atender ao seu mercado nas respectivas áreas de concessão em um horizonte de cinco anos. Se errar na previsão de demanda e comprar mais ou menos eletricidade do que o necessário e os ajustes permitidos pela legislação não forem suficientes para compensar esses erros de previsão, a distribuidora pode ser impedida de repassar integralmente aos consumidores os custos das compras realizados no mercado de curto prazo (chamado também de mercado spot ) e também poderá ser penalizada por não possuir lastro contratual de 100% de seu consumo. A ocorrência de quaisquer dessas hipóteses poderá gerar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. A EDP não conseguir implementar integralmente a sua estratégia de negócios. A capacidade de implementar a estratégia de negócios depende de vários fatores. A estratégia de ampliar a atuação no segmento de geração depende da capacidade da EDP de (i) obter o direito de construir novos projetos de geração por meio de licitações conduzidas de acordo com Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico; (ii) concluir a construção de novos projetos de geração, evitando custos extraordinários decorrentes de atrasos na construção, que excedam o valor de orçamento, problemas de engenharia, ambientais e questões relacionadas à propriedade subjacente, manifestações trabalhistas e outros fatores, nomeadamente em relação a Pecém, cuja previsão de entrada em operação é até final de julho de 2012; e (iii) adquirir ativos de geração hidrelétrica em projeto ou em operação, assim como aumentar a participação em ativos nos quais somos acionistas. A estratégia para desenvolver nossas atividades de comercialização de energia depende da nossa capacidade de (i) sermos flexíveis para operar em um mercado altamente competitivo e (ii) gerenciar os riscos de mercado inerentes ao comércio de energia. A EDP pode não ser capaz de identificar e minimizar riscos relevantes, o que pode prejudicar os resultados operacionais da EDP da atividade de comercialização. Com relação à distribuição, o sucesso de nossa estratégia depende da capacidade de mantermos investimentos na eficiência operacional. Os preços pelos quais compramos e vendemos energia variam consideravelmente, dependendo, entre outras coisas, de flutuações na demanda devido a fatores econômicos; condições hidrológicas e seus efeitos no abastecimento de energia; e da disponibilidade de energia das novas usinas de geração. PÁGINA: 22 de 171

29 4.1 - Descrição dos fatores de risco A EDP Pode não conseguir disponibilizar a capacidade instalada de Pecém até à data acordada com a ANEEL. Pecém tem prevista a sua entrada em operação comercial conforme aprovado pela ANEEL para o dia 23 de julho de A EDP Pode não conseguir entrar em disponibilidade nessa data, o que pode resultar em penalidades, a saber: (i) até 2% da receita operacional líquida por não cumprir com o contrato de disponibilidade, dependendo da classificação da gravidade da infração que a ANEEL atribuir; (ii) obrigatoriedade de aquisição da energia que for solicitada, no mercado, e ao preço disponível no momento (Preço de Liquidação das diferenças - PLD), havendo a possibilidade de repasse de parte desse custo. Em 12 de julho de 2012, devido às dificuldades encontradas na entrada em operação comercial, o Empreendimento controlado em conjunto Porto do Pecém enviou uma carta para a ANEEL solicitando que o artigo 3º da Resolução Normativa nº 165/05 seja integralmente afastado e autorizado o pagamento mensal do menor valor entre: (i) o contrato de compra de energia celebrado pela usina para lastrear sua venda no Ambiente de Contratação Regulada, e; (ii) o preço da energia no contrato de venda original entendido, para os CCEARs por disponibilidade, como o custo que o consumidor teria caso a usina estivesse em operação comercial. Em 5 de março de 2013 a ANEEL através do Despacho nº 643 determinou que, enquanto permanecer em vigor a Resolução Normativa nº 165/05, seja considerado, na recomposição de lastro efetuada pela Porto do Pecém, para fins de repasse aos contratos originais e, consequentemente, às tarifas dos consumidores finais, o menor valor entre (i) o valor da energia do contrato de recomposição de lastro e (ii) o Índice de Custo Benefício ICB da UTE Pecém I, atualizado nos termos do Despacho nº 1.203/09-SEM/SRG. Em 30 de novembro de 2012 a ANEEL através do Despacho nº liberou a unidade geradora UG1, de kW de capacidade instalada, da UTE Porto do Pecém I, para início da operação comercial a partir do dia 1º de dezembro de 2012, quando a energia produzida pela unidade geradora deverá estar disponível no Sistema Interligado Nacional - SIN. A Unidade II encontra-se em estágio avançado de comissionamento, já tendo ocorrido o primeiro acendimento da caldeira (first fire) e o processo de sopro de vapor. Os próximos eventos previstos são: (i) testes à turbina e gerador; (ii) ensaios de sincronização e (iii) serviço operacional. PÁGINA: 23 de 171

30 4.1 - Descrição dos fatores de risco Em 20 de fevereiro de 2013, a Usina Termelétrica Energia Pecém I realizou a sincronização da unidade II com o Sistema Interligado Nacional. A sincronização e os testes em carga constituem a etapa final para a aprovação da Declaração de Operação Comercial (DOC). A construção e implantação da UHE Santo Antônio do Jari envolve riscos decorrentes de eventos que podem afetar o investimento e a entrada em operação da usina. Em 14 de dezembro de 2012 a Companhia, no leilão A-5 realizado pela ANEEL, obteve a concessão da Usina Hidrelétrica de Cachoeira Caldeirão que será construída no Estado do Amapá, no rio Araguari, o investimento total estimado é de R$ 1,1 bilhões e o início das obras está previsto para 2013 e entrega da energia em Janeiro de 2017, pelo prazo de 30 anos. Neste mesmo leilão foi vendida energia adicional da UHE Santo Antônio do Jari, aprovada pela ANEEL em julho de 2011, no Ambiente de Contratação Regulada - ACR de 20,9 MW médios. O início do Contrato de Comercialização de Energia - CCEAR será em janeiro de 2017 pelo período de 28 anos. A construção, implantação e operação da UHE Santo Antônio do Jari estão sujeitas a eventos que não podem ser antecipados neste momento e que poderão acarretar atrasos no cronograma estabelecido para operacionalização da usina e aumento dos custos de desenvolvimento, interferindo também em nosso fluxo de caixa. São exemplos desses eventos: indisponibilidade e desempenho de equipamentos; condições geológicas e hidrológicas; interrupções no trabalho, greves e outras disputas trabalhistas; problemas inesperados de engenharia; problemas de natureza ambiental. A ocorrência de algum dos eventos descritos acima poderão causar efeitos adversos relevantes em negócios e resultados da EDP. A EDP pode vir a precisar de capital no futuro, por meio da emissão de valores mobiliários, o que poderá afetar o preço das ações de nossa emissão e resultar em uma diluição da participação do investidor nas ações de sua emissão. A EDP pode vir a ter que captar recursos no futuro por meio de operações de emissão pública ou privada de ações ou valores mobiliários conversíveis em ações ou permutáveis por elas. PÁGINA: 24 de 171

31 4.1 - Descrição dos fatores de risco Qualquer captação de recursos por meio da distribuição de ações ou valores mobiliários conversíveis em ações ou permutáveis por elas pode resultar em alteração no preço das ações e na diluição da participação do referido investidor nas ações de nossa emissão. Além disso, não é possível assegurar a disponibilidade de capital adicional ou, se disponível, que o mesmo terá condições satisfatórias. A falta de acesso a capital adicional em condições satisfatórias, inclusive, aumento nas taxas de juros, pode restringir crescimento e desenvolvimento das atividades, o que pode vir a prejudicar as atividades, situação financeira e resultados operacionais e, consequentemente, o preço dos valores mobiliários da EDP. As dívidas da EDP podem ser vencidas antecipadamente. A EDP é parte em diversos contratos financeiros, vários dos quais exigem manter certos índices financeiros ou cumprir outras obrigações específicas. Os contratos financeiros possuem obrigações específicas, sendo que qualquer inadimplemento em decorrência da inobservância dessas obrigações que não seja sanado ou renunciado pelos respectivos credores poderá resultar na decisão desses credores em declarar o vencimento antecipado do saldo devedor da respectiva dívida, bem como pode resultar no vencimento antecipado de dívidas de outros contratos financeiros. Os ativos e fluxo de caixa da EDP podem não ser suficientes para pagar integralmente o saldo devedor dos contratos de financiamento, tanto na hipótese de vencimento normal quanto de vencimento antecipado decorrente de inadimplemento, o que poderá causar um efeito negativo relevante sobre na situação financeira e resultados operacionais da EDP. Decisões adversas em processos judiciais podem afetar negativamente os resultados das operações da EDP. Somos parte em vários processos judiciais e administrativos cíveis, trabalhistas e fiscais, arbitrais e autuações regulatórias e imobiliárias que são ajuizados e/ou instaurados no curso habitual dos nossos negócios. Em 31 de dezembro de 2012, as nossas contingências, relacionadas a ações cuja probabilidade de perda é possível ou provável, somavam R$ Desse total, aproximadamente 53,4% referem-se a questões fiscais, 13,3% relacionam-se a questões trabalhistas e os 33,3% restantes dizem respeito a outras questões cíveis e comerciais. Em 31 de dezembro de 2012, havíamos estabelecido provisões no valor total de R$ Se a EDP for condenada a efetuar pagamentos em montante superior ao das provisões, poderá ocorrer um efeito negativo relevante sobre a sua situação financeira e os seus resultados operacionais. PÁGINA: 25 de 171

32 4.1 - Descrição dos fatores de risco Uma vez que parte significativa dos bens da EDP está vinculada à prestação de serviços públicos, esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora para garantir a execução de decisões judiciais. Uma parte significativa dos nossos bens, inclusive a nossa rede de distribuição de energia e parte dos nossos ativos de geração, está vinculada à prestação de serviços públicos. De acordo com a legislação em vigor e com os contratos de concessão, esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência ou penhora para garantir a execução de decisões judiciais, uma vez que devem ser revertidos ao Poder Concedente ao final do prazo do contrato de concessão ou no caso de sua extinção antecipada. Excepcionalmente, e com a devida anuência da ANEEL, poder-se-á penhorar nossos ativos com vistas a honrar suas obrigações, desde que esta garantia não comprometa a operacionalização e a continuidade dos serviços relativos à distribuição e geração de energia elétrica. O valor a que temos direito a título de indenização do Poder Concedente em caso de extinção antecipada de nossas concessões pode ser menor do que o valor de mercado dos bens revertidos. Essas limitações podem reduzir significativamente os valores disponíveis aos nossos acionistas em caso de liquidação, além de poderem ter um efeito negativo em nossa capacidade de obter financiamentos, o que poderá causar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. A capacidade da EDP de receber pagamentos devidos pelos clientes da EDP poderá ser prejudicada, caso sua capacidade de pagamento se deteriore. O contas a receber das controladas de geração, distribuição e comercialização de energia elétrica da EDP, depende da contínua capacidade creditícia dos seus clientes, do seu controle de risco e da sua capacidade de cobrar as quantias em aberto. Em 31 de dezembro de 2012, o contas a receber de clientes vencido, das controladas do segmento de distribuição de energia elétrica, EDP Bandeirante e EDP Escelsa, totalizou R$374,103 milhões, representando 8,38% do somatório da receita operacional líquida do exercício de Os valores vencidos há mais de 90 dias totalizaram R$ e o saldo da provisão para créditos de liquidação duvidosa foi de R$ Se a capacidade de pagamento dos nossos clientes diminuir, podemos sofrer um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. PÁGINA: 26 de 171

33 4.1 - Descrição dos fatores de risco Se a EDP não conseguir controlar as perdas de energia, os seus resultados operacionais e a sua situação financeira poderão ser prejudicados. A EDP Experimenta dois tipos de perda de energia: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas técnicas acontecem no curso normal da nossa transmissão e distribuição de eletricidade, já que parte da eletricidade que distribuímos inevitavelmente se dissipa no seu curso. As perdas comerciais são o resultado de conexões ilegais, fraudes, erro na medição de consumo e de faturamento. O total das nossas perdas (técnicas e comerciais) como porcentagem da energia total requerida em 2012, 2011 e 2010 representou, respectivamente, 10,2%, 10,3% e 11,1% na EDP Bandeirante e 13,7%, 12,8% e 14,0% na EDP Escelsa. Além disso, medidas governamentais futuras em reposta a eventual escassez de energia, tais como a imposição de limites ao consumo de energia implementada por meio do programa de racionamento em 2001, podem resultar em aumentos nas perdas de energia, uma vez que alguns consumidores tentam burlar tais limites por meio de conexões ilegais, roubo e fraude, como ocorrido em Como a EDP não pode repassar aos seus clientes a totalidade dos custos com perdas por meio de aumentos de tarifa, aumentos nas perdas da EDP podem afetar negativamente a sua situação financeira e os seus resultados operacionais. A EDP é objetivamente responsável por quaisquer danos resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de energia e as suas apólices de seguro podem não cobrir estes e outros danos integralmente. De acordo com a legislação brasileira, a EDP, na qualidade de prestadora de serviços públicos, objetivamente responsáveis por danos diretos e indiretos resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de eletricidade, tais como: (i) perdas e danos causados a terceiros em decorrência de falhas na operação de suas usinas, que acarretem indisponibilidade forçada, interrupções ou distúrbios aos sistemas de distribuição e/ou transmissão ou (ii) interrupções ou distúrbios que não possam ser atribuídos a nenhum agente identificado do setor elétrico. Isso significa que a EDP pode ser considerada responsável por quaisquer danos, independentemente de culpa ou dolo. As responsabilidades oriundas dessas interrupções ou distúrbios que não são cobertas por nossas apólices de seguro ou que excedam os limites de cobertura podem resultar em custos adicionais significativos, o que poderá causar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. O valor das indenizações no caso do item (ii) acima e o critério de identificação do agente causador é realizado conforme estabelecido pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico e homologados pela ANEEL. Dependendo da avaliação final do Operador Nacional do PÁGINA: 27 de 171

34 4.1 - Descrição dos fatores de risco Sistema Elétrico, tal fato poderá acarretar efeito substancial e adverso na condução dos negócios, nos resultados operacionais e na condição financeira da EDP. A cobertura de seguro da EDP pode não ser suficiente para cobrir eventuais perdas. Para as empresas com operação ativa, a EDP mantém seguro para perdas resultantes de incêndio, inundações, quebra de máquinas e falta e interrupção de energia em nossas várias subestações, edifícios e instalações e para danos materiais incorridos como resultado de acidentes de transporte. A EDP também conta com seguro de responsabilidade civil que cobre danos materiais, lesões corporais e danos morais sofridos por terceiros. Para os empreendimentos em construção, os seguros de risco de engenharia são contratados pelos responsáveis pela obra, de acordo com as determinações constantes dos contratos firmados entre as partes. As apólices de seguro podem não ser suficientes para cobrir totalmente todas as responsabilidades em que a EDP pode incorrer no curso habitual dos seus negócios. Além disso, pode ser que a EDP não seja capaz de obter, no futuro, seguro nos mesmos termos que os atuais. Os resultados das operações da EDP podem ser prejudicados pela ocorrência de acidentes que resultem em danos em relação aos quais não estejamos totalmente cobertos nos termos das nossas apólices de seguro em vigor. As obrigações da EDP relativas a benefícios definidos podem ser maiores do que estimado atualmente e, como resultado, pode ser que a EDP seja obrigada a fazer contribuições adicionais aos planos de pensão e de assistência médica e outros benefícios a aposentados, do tipo Benefício Definido, dos seus funcionários. Em 31 de dezembro de 2012, nossa obrigação atuarial demonstrou que nos planos de pensão do tipo Benefício Definido, o valor presente das obrigações atuarias, líquido do valor justo dos ativos, apresentou superávit na EDP Bandeirante no valor de R$ , superávit na EDP Escelsa no valor de R$ e superávit na Energest no valor de R$ Com relação aos benefícios definidos de assistência médica e outros benefícios a aposentados, o valor presente das obrigações atuarias em 31 de dezembro de 2012 soma R$ na EDP Escelsa, R$6.446 na Energest e R$976 na Investco. No entanto, se os pressupostos atuariais que a EDP adotou mostrarem-se incorretos, ou em caso de reduções nas taxas de juros por longos períodos de tempo, aumento na taxa de inflação médica, reduções dos valores de mercado dos títulos mantidos pelos planos ou de outras adversidades, o déficit atuarial dos benefícios pode aumentar, afetando, com isso, as previsões do tempo e nível das contribuições em dinheiro que precisamos fazer aos planos de pensão e de assistência médica e outros benefícios a aposentados, do tipo Benefício PÁGINA: 28 de 171

35 4.1 - Descrição dos fatores de risco Definido, dos seus funcionários, o que poderá causar um efeito negativo relevante sobre sua situação financeira e resultados operacionais. Medidas governamentais destinadas a controlar a aquisição de propriedades rurais por estrangeiros poderão restringir o desenvolvimento dos negócios e operações da EDP. Em agosto de 2010, o Presidente da República aprovou parecer da Advocacia Geral da União que limita a compra de terras no Brasil por estrangeiros e por empresas brasileiras que sejam controladas por estrangeiros. Contrariando o entendimento vigente até então, o novo Parecer veio defender a validade da Lei nº 5.709/71 em face da Constituição Federal de 1988, impondo limites à aquisição e arrendamento de imóveis rurais no Brasil por estrangeiros. A legislação dispõe, por exemplo, que empresas cujo controle do capital social seja detido por estrangeiros, sob pena de nulidade, só podem adquirir propriedades rurais com projeto agrícola, pecuário, industrial ou de colonização aprovado pelas autoridades competentes, até o limite máximo individual de 100 (cem) módulos de exploração indefinida por empresa - medida variável de área definida regionalmente, que varia de 5ha (cinco hectares) a 100ha (cem hectares). A legislação dispõe ainda que a soma das áreas rurais pertencentes a empresas estrangeiras ou controladas por estrangeiros não pode ultrapassar 25% da superfície de um município, sendo que, dentro desses 25%, o total de área detida por estrangeiros ou empresas controladas por estrangeiros de uma mesma nacionalidade não pode exceder o limite de 40%. A aplicação das limitações e restrições previstas na Lei nº 5.709/71 nos exige a observância de novos procedimentos e aprovações prévias para suas operações de aquisição de terras que resultam no aumento dos prazos anteriormente observados em tais processos. Por atualmente a EDP já possuir mais que 100 módulos de exploração indefinida, todas as novas aquisições, ainda que por meio de operações societárias, poderão exigir inclusive prévia anuência do Congresso Nacional. A EDP também poderá ser obrigada a implementar estruturas societárias alternativas (tais como estruturas em que não mantenhamos o controle societário do veículo adquirente da terra) para permitir a aquisição de novas propriedades. A EDP pode vir a enfrentar restrições para realizar determinadas aquisições de propriedades em virtude dos novos limites e restrições, ou ainda, não obter as aprovações necessárias para a aquisição de novas propriedades, o que poderá estender os períodos projetados para investimento ou até inviabilizar novas aquisições, causando impactos adversos nos negócios e operações da EDP, além de resultar em efeitos adversos nos resultados futuros da EDP. PÁGINA: 29 de 171

36 4.1 - Descrição dos fatores de risco b) Com relação à sua controladora, direta ou indireta, ou grupo de controle. Os interesses dos acionistas controladores da EDP podem entrar em conflito com os interesses dos investidores. Os acionistas controladores da EDP têm poderes para, entre outras coisas, eleger a maioria dos membros do Conselho de Administração e determinar o resultado de qualquer deliberação que exija aprovação de acionistas, inclusive nas operações com partes relacionadas, reorganizações societárias, alienações, parcerias, e a definição do montante do pagamento de quaisquer dividendos futuros, observadas as exigências de pagamento do dividendo obrigatório impostas pela Lei das Sociedades por Ações. Os acionistas controladores poderão ter interesse em realizar aquisições, alienações, parcerias, buscar financiamentos ou operações similares que podem entrar em conflito com os interesses dos investidores. O acionista controlador poderá optar pelo cancelamento da negociação de nossas ações no Novo Mercado, o que poderia implicar alteração da liquidez e do preço de nossas ações além de alteração dos direitos dos acionistas minoritários da EDP. Além disso, é possível que o cancelamento da negociação de nossas ações no Novo Mercado ocorra por motivos alheios à nossa vontade. A EDP pode, a qualquer momento, requerer o cancelamento de nossa listagem no Novo Mercado, desde que tal deliberação seja aprovada em Assembleia Geral por acionistas que representem a maioria das nossas ações, e desde que a BM&FBOVESPA seja informada por escrito com, no mínimo, 30 dias de antecedência. A saída do Novo Mercado não implicará a perda da condição de companhia aberta registrada na BM&FBOVESPA. O preço da OPA (Oferta Pública de Aquisição de Ações) corresponderá, no mínimo, ao valor econômico apurado, mediante elaboração de laudo de avaliação por empresa especializada e independente do poder de decisão, dos administradores ou acionistas controladores, com experiência comprovada, que será escolhida pela Assembleia Geral a partir de lista tríplice apresentada pelo Conselho de Administração, devendo a respectiva deliberação ser tomada por maioria absoluta de votos das ações em circulação dos acionistas presentes, não se computando os votos em branco. Referida Assembleia, se instalada em primeira convocação, deverá contar com a presença de acionistas que representem, no mínimo, 20% do total de ações em circulação ou, se instalada em segunda convocação, com a presença de qualquer número de acionistas representantes das ações em circulação. Os custos de elaboração de referido laudo deverão ser integralmente suportados pelo ofertante. PÁGINA: 30 de 171

37 4.1 - Descrição dos fatores de risco Nos termos do Regulamento de Listagem do Novo Mercado, caso o nosso controle seja alienado nos 12 meses subsequentes à saída do Novo Mercado, o comprador e o acionista controlador alienante, conjunta e solidariamente, deverão oferecer aos demais acionistas a aquisição de suas ações pelo preço e nas condições obtidas pelo acionista controlador alienante, devidamente atualizado. Após uma eventual saída do Novo Mercado, não poderemos solicitar a listagem de valores mobiliários de nossa emissão no Novo Mercado pelo período de dois anos subsequentes ao cancelamento, a menos que ocorra uma alienação do nosso controle após nossa saída do Novo Mercado. Os titulares de nossas ações poderão não receber dividendos. O Estatuto Social da EDP dispõe que uma quantia equivalente a 25% do lucro líquido anual ajustado, conforme reduzido pelas destinações à reserva legal e à reserva para contingências (se houver), e conforme acrescido da reversão de valores da reserva para contingências anteriormente formuladas (se houver), deverá estar disponível para distribuição a título de dividendo ou pagamento de juros sobre capital próprio, em qualquer exercício social. Ademais, o dividendo obrigatório poderá ser limitado à parcela realizada do lucro líquido. Esta quantia representa o dividendo obrigatório. A respeito da exigência do pagamento do dividendo obrigatório, podemos optar por não pagar dividendos aos acionistas da EDP em qualquer exercício fiscal se o Conselho de Administração determinar que essas distribuições não seriam aconselháveis em vista de nossa condição financeira. Nossa assembleia de acionistas pode mudar a nossa política de dividendos a qualquer momento. c) Com relação aos seus acionistas Acredita-se não haver outros riscos relevantes relacionados aos acionistas da GTD. d) Com relação às suas controladas ou coligadas Risco de Crédito de Controladas da EDP A EDP está exposta a risco de crédito, principalmente quanto às controladas EDP Bandeirante e EDP Escelsa, que concentram contas a receber de consumidores. Para mais informações, veja o item 5.1. deste Formulário de Referência da EDP. Além disso, a EDP garante 100% da linha de crédito contraída pela nossa coligada EDP Renováveis S.A. ( EDP Renováveis ) perante o BNDES, no valor de R$227,700 milhões. PÁGINA: 31 de 171

38 4.1 - Descrição dos fatores de risco Na hipótese da EDP Renováveis não honrar suas obrigações financeiras perante o BNDES poderemos ser obrigados a honrar referido débito, o que teria um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. Algumas controladas possuem covenants financeiros que podem interferir na nossa capacidade de distribuir de dividendos. A EDP uma sociedade de participação (holding), de modo que a sua receita constitui-se, quase que exclusivamente em distribuições de suas controladas na forma de dividendos e juros sobre capital próprio. Algumas das controladas estão sujeitas a determinados contratos de financiamento que restringem a sua capacidade de fazer distribuições de dividendos e de juros sobre capital próprio. Ademais, a ANEEL pode limitar a capacidade das controladas concessionárias de fazer distribuições à EDP. Essas restrições podem reduzir o valor dos dividendos que estaria de outra forma, disponível para distribuição aos detentores de nossas ações. e) Com relação aos seus fornecedores. A GTD por se tratar de uma holding não possui fornecedores, logo, não há riscos associados. f) Com relação aos seus clientes. A GTD por se tratar de uma holding não possui fornecedores. g) Com relação ao setor da economia no qual a Companhia atua. Considerando que a GTD é uma holding que possui investimentos na EDP, os riscos relacionados ao setor de atuação da EDP podem ser refletidos na GTD. Seguem abaixo os riscos a que a EDP está sujeita: Risco de escassez de energia elétrica. A matriz energética brasileira é predominantemente hídrica e um período prolongado de escassez de chuva reduziria o volume de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas, podendo ocasionar aumento no custo de aquisição de energia no mercado de curto prazo e na elevação nos valores de encargos de sistema elétrico em decorrência do aumento do despacho das usinas termoelétricas. Numa situação extrema, como ocorrido no Brasil no ano de 2001, poderia vir a ser adotado programa de racionamento que implicaria em redução de receita. PÁGINA: 32 de 171

39 4.1 - Descrição dos fatores de risco Tendo em vista que as atividades de nossas controladas são reguladas, os fatores de risco referentes aos segmentos de atuação estão indicados no subitem h abaixo, relacionado a riscos de regulação. h) Com relação à regulação dos setores em que a GTD atua. Considerando que a GTD é uma holding que possui investimentos na EDP, os riscos relacionados à regulação são reflexos dos riscos aos quais a está sujeita: Eventuais alterações na regulamentação do setor elétrico podem afetar de maneira adversa as empresas do setor de energia elétrica, inclusive os negócios e os resultados. As atividades das nossas controladas e coligadas são regulamentadas e supervisionadas pela ANEEL e pelo MME. A ANEEL, o MME e outros órgãos fiscalizadores têm, historicamente, exercido um grau substancial de influência sobre os negócios da EDP, inclusive a influência sobre as modalidades e os termos e condições dos contratos de compra venda de energia que estamos autorizados a celebrar. Nos últimos anos, o Governo Federal implantou novas políticas para o de energia, como a Medida Provisória 144/2003, convertida na Lei de 15 de março de 2004, Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, que alterou substancialmente as diretrizes até vigentes e as regras aplicáveis à compra e venda de energia elétrica no Brasil. A constitucionalidade desta alteração foi questionada perante o Supremo Tribunal Federal, por meio de ações diretas de inconstitucionalidade. No ano de 2006, o Supremo Tribunal Federal indeferiu a medida cautelar e incidental às Ações Diretas de Inconstitucionalidade declarando, em princípio, vencida a tese que propugnava pelo afastamento da referida medida provisória, assim como da lei de conversão, a qualquer atividade relacionada à exploração do potencial hidráulico para fins de produção de energia elétrica. O Supremo Tribunal Federal ainda não emitiu decisão final acerca da constitucionalidade questionada. O impacto oriundo de eventual declaração de inconstitucionalidade, pelo Supremo Tribunal Federal, não são mensuráveis no atual estágio processual. Não há como prevermos quais seriam os termos de um modelo alternativo para regulamentação do setor elétrico no Brasil. Provavelmente haveria custos de realinhamento dos negócios para atender às exigências de tal modelo, afetando de maneira adversa nossa situação financeira e resultados operacionais. É o caso do ano de 2012 que foi marcado por substantivas modificações nas regulamentações que incidem sobre o setor de energia elétrica no Brasil. Em particular, a Medida provisória MP 579/2012 que após apreciação do Congresso Nacional, em janeiro PÁGINA: 33 de 171

40 4.1 - Descrição dos fatores de risco de 2013, foi convertida na Lei nº A nova legislação versa sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais e sobre a modicidade tarifária. Em linhas gerais, ela prevê a diminuição das contas de energia elétrica. A redução média no valor das contas de energia que estava prevista para todo o Brasil era de 20,2% e decorre de iniciativas do governo em duas frentes principais: Renovação das Concessões (que corresponderá a 13,2%) e Redução de Encargos Setoriais (respondendo por 7%). A Lei prevê que as concessões de geração e transmissão outorgadas antes de 13 de fevereiro de 1995 (art. 19 da Lei nº 9.074/1995) com contratos vencendo entre 2013 e 2017, poderão ter a renovação de suas concessões antecipada para 2013, com a condição de considerar nas tarifas somente os custos de operação, manutenção, encargos e tributos, já que os ativos vinculados à prestação do serviço estarão totalmente amortizados. No que se refere aos Encargos Setoriais, as cotas da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) e a Reserva Global de Reversão (RGR) deixarão de ser cobradas dos consumidores, e a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) será inicialmente reduzida em 75% de seu valor atual. Tais mudanças na legislação, no entanto, não incidem sobre os ativos do Grupo EDP, já que as concessões de geração detidas pelo Grupo foram outorgadas após fevereiro de Entretanto, essas mudanças poderão balizar as regras que serão aplicadas às prorrogações das concessões no futuro. As novas condições estabelecidas a partir da nova legislação são: Remuneração por tarifa calculada pela ANEEL para cada usina; Venda da energia das usinas (certificado chamado de Garantia Física) por meio de cotas destinadas exclusivamente ao Ambiente de Contratação Regulado (ACR), ou seja, às distribuidoras; Submissão aos padrões de qualidade do serviço fixado pela ANEEL. As principais atividades comerciais, a implementação da estratégia de crescimento e a condução das nossas atividades podem ser afetadas de forma adversa por ações governamentais, dentre as quais: (a) alteração na legislação aplicável aos negócios da EDP; (b) descontinuidade e/ou mudanças nos programas de concessão; (c) imposição de critérios mais rigorosos para a qualificação em licitações futuras; e (d) atraso na implementação de reajustes anuais de tarifas. PÁGINA: 34 de 171

41 4.1 - Descrição dos fatores de risco Não é possível assegurar que as políticas que serão adotadas pelo Governo Federal no futuro e em que medida tais definições poderão afetar os resultados operacionais da EDP. Caso a EDP seja obrigada a proceder de maneira substancialmente diferente daquela estabelecida em seu plano de negócio, seus resultados financeiros e operacionais poderão ser adversamente afetados. Projeto de reforma das agências reguladoras. Há projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional que dispõe sobre a gestão, a organização e o controle social das Agências Reguladoras. Esse projeto de lei visa alterar a estrutura de tais agências, mediante, dentre outros pontos, a criação (i) de contratos de gestão, que deverão ser firmados entre as Agências e os Ministérios a que estiverem vinculadas, e, também, (ii) de ouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar pela qualidade dos serviços prestados e acompanhar o processo interno de apuração das denúncias e reclamações dos usuários, seja contra a atuação da Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor, responsável pela respectiva ouvidoria, será indicado pelo Presidente da República. Caso a mencionada lei entre em vigor, o Poder Concedente, sobretudo o MME, poderá ter maior atuação e influência no setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem aprovadas não afetarão negativamente, de alguma forma as empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo a Companhia. A EDP está sujeita a numerosas leis e regulamentações de segurança, saúde e meio ambiente que podem resultar em mais responsabilidades e mais dispêndios de capital. As atividades de geração, transmissão e distribuição da EDP estão sujeitas a uma rigorosa legislação de segurança, saúde e meio ambiente nas esferas Federal, Estadual e Municipal, omo também à fiscalização das agências governamentais responsáveis pela implementação desta legislação e políticas correlatas. Esta legislação requer que a EDPs, entre outras coisas, obtenha licenças ambientais para a construção de novos empreendimentos ou para a instalação e operação de novos equipamentos necessários para suas atividades. As regras são complexas e podem mudar com o tempo, dificultando ou até mesmo impossibilitando a capacidade da EDP de cumprir as exigências aplicáveis, o que impediria as operações atuais ou futuras de geração, transmissão e distribuição.pessoas físicas, organizações não governamentais e o público em geral têm o direito de comentar e, de outra forma, acompanhar o processo de licenciamento, podendo inclusive propor medidas judiciais para suspendê-lo ou cancelá-lo, ou incitar as autoridades públicas para que o façam. Além disso, agências governamentais podem aplicar sanções contra a EDP, no caso dela não cumprir a PÁGINA: 35 de 171

42 4.1 - Descrição dos fatores de risco legislação de segurança, saúde e meio ambiente. Estas sanções podem incluir, entre outras, a imposição de multas, o cancelamento de licenças e até mesmo a paralisação de obras e atividades. Além disso, o não cumprimento desta legislação pode também acarretar sanções criminais contra a EDP e seus administradores, independentemente da obrigação de reparar ou indenizar os eventuais danos causados. O cumprimento da legislação de segurança, saúde e meio ambiente pode nos forçar a incorrer dispêndios de capital e, por conseguinte, desviar recursos dos investimentos planejados, o que poderá ter efeito negativo em nossa situação financeira e resultados operacionais. Alterações nas leis e regulamentos ambientais podem afetar de maneira adversa os negócios das empresas do setor de energia elétrica, inclusive a EDP. As empresas do setor elétrico estão sujeitas a uma rigorosa legislação ambiental nas esferas federal, estadual e municipal no tocante, dentre outros, às emissões atmosféricas e às intervenções em áreas especialmente protegidas. Tais empresas necessitam de licenças e autorizações de agências governamentais para a condução de suas atividades. Na hipótese de violação ou não cumprimento de tais leis, regulamentos, licenças e autorizações, as empresas podem sofrer sanções administrativas, tais como multas, interdição de atividades, cancelamento de licenças e revogação de autorizações, e/ou estarem sujeitas a sanções criminais (inclusive seus administradores). O Ministério Público poderá instaurar inquérito civil e/oudesde logo promover ação civil pública visando o ressarcimento de eventuais danos ao meio ambiente e terceiros e a paralização das operações. As agências governamentais ou outras autoridades podem também editar novas regras mais rigorosas ou buscar interpretações mais restritivas das leis e regulamentos existentes, que podem obrigar as empresas do setor de energia elétrica, incluindo a nós, a gastar recursos adicionais na adequação ambiental, inclusive obtenção de licenças ambientais para instalações e equipamentos que não necessitavam anteriormente dessas licenças ambientais. As agências governamentais ou outras autoridades podem, ainda, atrasar de maneira significativa a emissão das licenças e autorizações necessárias para o desenvolvimento dos negócios de empresas do setor elétrico, inclusive do nosso, causando atrasos em cronogramas de implantação de projetos e gerando, consequentemente, efeitos adversos nos negócios e resultados da EDP. Qualquer ação neste sentido por parte das agências governamentais poderá afetar de maneira negativa os negócios do setor de energia elétrica e ter um efeito adverso para os negócios e resultados da EDP. Consumidores usuários de rede da EDP poderão deixar de utilizá-la. Parte significativa da receita operacional líquida da EDP é proveniente do pagamento da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição TUSD ( TUSD ) pela utilização de suas redes por geradores consumidores livres e especiais situados em sua área de concessão. Se tais PÁGINA: 36 de 171

43 4.1 - Descrição dos fatores de risco consumidores livres conectarem-se diretamente à Rede Básica, a EDP sofrerá uma perda de faturamento. Não é possível assegurar que os maiores clientes consumidores livres da EDP não estejam avaliando atualmente a possibilidade de conectarem-se diretamente à Rede Básica ou de implantar projetos de auto-geração, o que, em qualquer caso, poderá afetar substancial e adversamente os resultados operacionais da EDP. Adicionalmente, a TUSD é uma tarifa estabelecida pela ANEEL com base na inflação, nos investimentos em expansão e nos custos com a manutenção e operação da rede, verificados no ano anterior, de modo que os resultados operacionais poderão ser adversamente afetados na medida em que a TUSD não seja adequadamente reajustada pela ANEEL. A ocorrência de danos ambientais envolvendo as atividades da EDP pode os sujeitar ao pagamento de substanciais custos de recuperação ambiental e indenizações, que podem afetar negativamente os seus negócios e o valor de mercado dos valores mobiliários de sua emissão. As atividades do setor de energia podem causar significativos impactos negativos e danos ao meio ambiente. A legislação federal impõe àquele que direta ou indiretamente causar degradação ambiental o dever de reparar ou indenizar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados, independentemente da existência de culpa. A legislação federal também prevê a desconsideração da personalidade jurídica da empresa poluidora, bem como responsabilidade pessoal dos administradores, para viabilizar o ressarcimento de prejuízos causados à qualidade do meio ambiente. Como consequência, os sócios e administradores da empresa poluidora poderão ser obrigados a arcar com o custo da reparação ambiental. O pagamento de substanciais custos de recuperação do meio ambiente e indenizações ambientais pode vir a ter um efeito adverso para nós e para o valor de mercado de valores mobiliários da EDP. Apesar de não haver previsão expressa em lei, a doutrina majoritária entende que a pretensão reparatória do dano ambiental não está sujeita á prescrição. A concentração da matriz energética do setor elétrico brasileiro, o impacto de uma potencial falta de eletricidade e o consequente racionamento de energia elétrica poderá ter um efeito adverso sobre os negócios e resultados da EDP. O setor elétrico brasileiro, cuja matriz energética é muito concentrada na geração hidrelétrica de energia, que representou 69,68% da capacidade disponível no SIN em 02 de janeiro de 2013, enfrenta uma restrição natural à sua capacidade de geração. As usinas hidrelétricas de energia ( UHEs ) não podem gerar energia além da capacidade possibilitada pelos recursos hídricos do País. O controle do nível dos reservatórios efetuado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ( ONS ) busca otimizar o nível de água PÁGINA: 37 de 171

44 4.1 - Descrição dos fatores de risco disponível para geração hidrelétrica em cada uma das usinas associadas aos respectivos reservatórios, além de manter certa quantidade de água em reserva, para situações de emergência. O setor elétrico brasileiro é, portanto, vulnerável a fatores naturais, como enchentes e escassez de chuvas, que afetam a capacidade geradora de energia, e às restrições do sistema interligado de transmissão de energia no País, que eventualmente podem impedir o total aproveitamento do potencial de geração de energia brasileiro. A baixa média pluviométrica nos anos imediatamente anteriores a 2001, aliada à falta de expansão da capacidade instalada do Sistema Interligado Nacional ( SIN ), não compatíveis com os aumentos na demanda que se verificavam, resultaram na redução acentuada dos níveis dos reservatórios nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do País. Diante dessa condição adversa, em 15 de maio de 2001, o Governo Federal implantou um programa de redução do consumo de energia, que ficou conhecido como Programa de Racionamento. O Programa de Racionamento estabeleceu índices de redução de consumo de energia para Consumidores Livres, comerciais e residenciais, que variavam de 15,0% a 25,0%, e durou de junho de 2001 a fevereiro de Após este período, o Brasil enfrentou uma baixa pluviométrica, a qual afetou o preço da energia vendida. Não é possível assegurar que períodos com médias pluviométricas baixas ou extremamente baixas não afetarão adversamente o resultado operacional da EDP no futuro. Caso o Brasil passe por mais um período de potencial ou efetiva escassez de energia elétrica, o Governo Federal poderá colocar em prática políticas e medidas que poderão ter efeito substancial e adverso na condução dos negócios, nos resultados operacionais e na condição financeira da EDP, bem como no valor de mercado dos valores mobiliários de sua emissão. A garantia física das usinas hidrelétricas pode sofrer redução. A renda de companhias hidrelétricas de geração no Brasil depende da quantidade de eletricidade contratada para venda de acordo com contratos de longo prazo no ambiente de contratação regulada, e é definida como garantia física. De acordo com o Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, a cada usina hidrelétrica participante do SIN corresponderá a um montante de garantia física, mediante mecanismo de compensação da energia efetivamente gerada. A garantia física relativa a cada usina participante do Mecanismo de Realocação de Energia ( MRE ) constituirá o limite de contratação para os geradores PÁGINA: 38 de 171

45 4.1 - Descrição dos fatores de risco hidrelétricos do sistema e será revista a cada cinco anos, ou na ocorrência de eventos relevantes. As revisões não poderão implicar redução superior a 5% do valor estabelecido na última revisão, limitadas as reduções, em seu todo, a 10% do valor de base, constante do respectivo Contrato de Concessão. Em 18 de novembro de 2004, o MME divulgou Portaria nº 303, na qual estabelece que a garantia física dos empreendimentos de geração hidrelétrica, exceto Itaipu Binacional, é o valor vigente naquela data, a título de garantia física, até 31 de dezembro de Não há como garantir que a garantia física de usinas hidrelétricas não será reduzida a partir de 2015, e que resultado da EDP não será adversamente afetado na medida em que a garantia física das usinas seja reduzida. Em 03 de dezembro de 2009, o MME divulgou Portaria nº 463, na qual estabelece a metodologia para o cálculo e revisão dos montantes de garantia física de energia de usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente pelo ONS, para fins de participação no MRE e para verificação do lastro dos respectivos Contratos de Venda de Energia. A garantia física será revista a cada seis meses e serão considerados como fatos relevantes a geração média de energia elétrica ou a modificação comprovada das características técnicas do empreendimento, com consequente alteração da sua capacidade de produção de energia elétrica. Apresentamos as usinas que tiveram seus valores de garantia física revistos, conforme Portarias emitidas pelo MME: As revisões para os casos em que a geração média de energia elétrica diferir da garantia física de energia vigente não poderão implicar redução superior a 5% do valor estabelecido na última revisão, limitadas as reduções, em seu todo, a 10% do valor de base, constante do respectivo documento de outorga. As revisões da garantia física para o caso de modificação comprovada das características técnicas do empreendimento será feita com base nas novas informações do Projeto Básico revisado e aprovado pela ANEEL. i) Com relação aos países estrangeiros onde a Companhia atua. Não aplicável, pois a GTD não atua em países estrangeiros. PÁGINA: 39 de 171