Relatório do Administrador Fundo de Investimento em Participações em Infraestrutura BB Votorantim Energia Sustentável I II - III

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1 Relatório do Administrador Fundo de Investimento em Participações em Infraestrutura BB Votorantim Energia Sustentável I II - III (CNPJ no / / / ) Ref.: Ano de 2012 Cenário de Energia no ano de 2012 Um dos temas mais discutidos no setor elétrico brasileiro nos últimos anos foi a decisão quanto ao tratamento das usinas hidrelétricas e sistemas de transmissão cujas concessões venciam (e vencem) entre 2015 e 2017, que resultou na edição da Medida Provisória 579, em 11 de setembro de 2012, e, posteriormente na Lei /2013. A MPV 579 causou controvérsias, mas, algumas alterações no modelo institucional do setor elétrico não podem ser analisadas dissociadas do contexto econômico e político brasileiro para redução das tarifas de energia elétrica. De modo geral, já havia se tornado consenso que o governo decidiria por renovar as concessões ao invés de licitá-las, condicionando as concessionárias a aceitar novas receitas. Entretanto, a diminuição de receita foi bem mais acentuada do que a prevista. Ademais, havia a expectativa de que as concessões fossem renovadas à medida de seu término, principalmente entre 2015 e 2017, e não trazidas para 2013, o que antecipou o seu encerramento em 60 meses em alguns casos. A medida provocou forte impacto financeiro sobre as empresas detentoras de concessões, imediatamente precificado na cotação de suas ações. Como exemplo, as ações da Eletrobras perderam cerca de metade do seu valor, enquanto as ações da CESP e CEMIG apuraram queda superior a 30%. As usinas cujos concessionários entendiam ainda ter o direito a primeira renovação da concessão nos termos da norma anterior, também foram afetadas pela nova Lei, a exemplo de CEMIG. Somado às condições econômicas desvantajosas (pelo menos até o vencimento de suas concessões, quando comparado ao preço de mercado), aos compromissos assumidos no Ambiente de Contratação Livre ACL e ainda sem descartar o viés político, culminou em uma inconfidência de empresas estatais, que não aderiram ao pacote, tornando necessário aporte adicional do Tesouro Nacional para garantir a redução nas tarifas dos consumidores. Para o portfólio atual dos FIP-IE Energia Sustentável, que possuem parques eólicos com contratos de energia que ainda não iniciaram o fornecimento, a Medida Provisória 579 não trouxe impacto, pois, só será aplicada no final dos contratos atuais se desejarmos renovar as concessões, ou seja, em No seguimento de transmissão, a aceitação foi unânime, muito em parte por se tratar de um segmento regulatoriamente seguro, ancorado na remuneração dos custos e investimentos necessários e prudentes.

2 O Grupo Eletrobras foi o principal protagonista na renovação das concessões de geração. Entretanto, a estatal terá de promover inevitável reestruturação para cumprir suas metas de investimento que ultrapassam as fronteiras brasileiras. Com relação ao consumo nacional de eletricidade, o ano de 2012 fechou com 52 gigawatts médios, crescimento de 3,5% em relação a 2011, mesmo tendo apresentado crescimento econômico modesto de 0,87%, destacando o crescimento nulo do consumo industrial, mas, positivo para o consumo comercial com expansão de 7,9%. Mesmo assim, desde setembro de 2012 há uma preocupação quanto ao atendimento da demanda, com a escalada da tensão gerada pela publicação dos valores do Preço de Liquidação de Diferenças - PLD. Este preço é utilizado para valorar a energia não-contratada (sobras ou diferenças) entre os agentes da CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, no mercado de curto prazo. O valor do PLD reflete principalmente o Custo Marginal de Operação CMO, que por sua vez pode ser definido como a variação do custo operativo necessário para atender 01 MWh adicional de demanda, utilizando os recursos existentes. Na primeira semana de 2013, o valor do PLD atingiu R$ 554,82 / MWh, maior valor desde janeiro de 2008, quando foi registrado R$ 569,59/MWh. Do ponto de vista estrutural, a somatória das garantias físicas (em MW médios) de todos os empreendimentos em operação comercial, seja a partir de fontes hidrelétrica, termelétrica ou eólica, é maior do que a demanda de 2012 (em MW médios). Entretanto, a geração efetiva das usinas hidrelétricas tem sido inferior a sua garantia física desde setembro de Baseado no sistema hidrelétrico, o país sempre dependeu do regime pluviométrico para atendimento de sua demanda. Entretanto, à medida que a demanda cresce e a quantidade armazenada em reservatórios não, a volatilidade do risco de déficit do sistema aumenta. As usinas hidrelétricas têm sido construídas em configuração praticamente a fio d água, ou seja, as usinas geram energia com o fluxo natural do rio, sem a formação de reservatórios, utilizados no armazenamento da água em épocas de chuvas para garantir a geração da energia em épocas de estiagem. A capacidade de armazenamento passou a crescer marginalmente desde meados da década de1980. Neste contexto, há maior exigência das atuais hidrelétricas com capacidade de regularização, gerando grandes alterações de nível dos reservatórios e, consequentemente, maior despacho térmico para atender às exigências sazonais da carga, que não poderão ser atendidas pelo armazenamento hidráulico. Nos casos de atraso de período chuvoso e/ou de pluviosidade abaixo das médias de longo termo, o sistema expõe suas fragilidades. Por mais que o balanço do sistema esteja estruturalmente atendido, ao se analisar os mercados regulados e livres em separados verifica-se que no primeiro, com a revogação, pela ANEEL, das usinas térmicas não viabilizadas (leilões de 2008) houve redução da sobra energética então existente, tornando, na margem, o balanço contratual das distribuidoras negativo em 2013 e Essa condição deverá se inverter a partir de 2015, quando a energia de concessões vincendas do mercado livre deverá ser cotizada e disponibilizada no Ambiente de Contratação Regulada ACR (energia das hidrelétricas atualmente outorgadas a CEMIG e CESP). Essa situação de subcontratação das distribuidoras no curto prazo tornou necessária a convocação de certame para contratação imediata de energia (leilão A-0 ). Com relação ao mercado livre (ACL), em decorrência da Lei /2013, as geradoras serão obrigadas a fornecer 95% da energia das renovações dos contratos que estavam neste mercado, no mercado regulado. Em 2013 haverá a migração de geradoras do grupo Eletrobras, e em 2015 da CESP e da CEMIG. Como consequência, há enxugamento do mercado livre, com maiores efeitos a partir de Este cenário mostra oportunidades de negócios no mercado livre no médio prazo, dada sua redução de disponibilidade de contratos. Em paralelo, com a restrição de migração reversa do consumidor livre ao cativo, cujo prazo era 6 meses e foi alterado para 5 anos, configura-se necessidade de entrada de nova oferta de energia no mercado livre. O balanço contratual do mercado livre mostra oportunidades de novas contratações a partir de 2017.

3 Gradativamente o mercado livre deixará de ser um mercado apenas de energia velha ou sobra de nova hidrelétrica vendida no mercado regulado, e precisará encontrar meios de viabilizar energia nova pura para possibilitar seu crescimento, mesmo que orgânico. Sobre os preços, no curto prazo ( ) espera-se custo elevado no mercado livre em virtude de: (i) redução do volume de água dos reservatórios; e (ii) retirada de oferta, e pelo lado da demanda, sem espaço para retorno como cativo. Destaca-se que, decisão de CEMIG, COPEL e CESP, de não aderir à renovação das concessões, o que obrigaria estas empresas a fornecer a energia no ACR-Área de Comercialização Regulada, ajudou a evitar pânico, pois, estas empresas respondem pela geração de cerca de MW médios, aproximadamente 13% do mercado livre. Passada a atual turbulência, o ACL-Área de Comercialização Livre será competitivo a preços inferiores ao período anterior ao equivalente 11/set elétrico. Para os clientes potencialmente livres e especiais, especialmente para os pequenos consumidores (A4) (definidos segundo a tensão consumida que neste caso pode variar de e 2,3 kv a 44 kv), a economia de custos com a migração poderá não justificar esse movimento, o que pode retardar o processo de crescimento do ACL. Por outro lado, o mercado livre não deverá reduzir de tamanho, vez que foi elevado o prazo de retorno do cliente especial para o mercado regulado, atualmente estabelecido em 180 dias, para 5 anos. A equipe de gestão dos Fundos de Energia Sustentável acredita que, neste novo contexto setorial após as alterações regulatórias, há perspectivas de necessidade de fortes investimentos em geração para os próximos anos de forma a promover a segurança do sistema. Em relação à estratégia a ser adotada para a aquisição de novos ativos para os fundos, podemos dizer que passam a ser mais interessantes e podem continuar viabilizando os objetivos dos fundos os projetos com as seguintes características: projetos com contratos de venda de energia de médio/longo prazo já firmados tanto no mercado livre quanto no mercado regulado, e projetos cujas características técnicas os tornem competitivos para entrar em leilões futuros de venda de energia. Alguns deles têm sido analisados pela equipe técnica dos fundos, ou, temos recebido ofertas, mas, ainda sem triagem mais aprofundada realizada. Portfólio do Fundo Durante o ano de 2012, foram analisados cerca de 50 projetos, entre PCHs, Projetos Eólicos e Usinas de Biomassa, que resultaram em 14 propostas de compra com a efetivação da compra de 5 parques eólicos no Ceará, que tem contratos firmados de fornecimento com o governo, com prazo de 20 anos, estando estes parques em fase de implantação. Até a data de publicação deste relatório, os Fundos estavam em processo de negociação para a compra de dois parques eólicos que possuem contrato de longo prazo assinados. Assim como previsto no prospecto dos Fundos sobre o portfólio previamente negociado de PCHs, foi exercida a opção de compra da PCH Rincão, e os Fundos assinaram o contrato de compra e venda deste ativo em 28 de Novembro de Até 31 de dezembro de 2012 ainda não havia sido desembolsado valor para o pagamento deste ativo, a previsão é que isso aconteça no segundo semestre de Até 31/12/2012, 88% do Patrimônio Líquido dos recursos dos Fundos estavam aplicados em fundos de renda fixa que investem somente em títulos públicos federais. Porém, de acordo com o cronograma de execução das obras, como consta do Contrato de EPC firmado com a empresa Suzlon do Brasil, para a instalação dos parques eólicos com conclusão prevista para ocorrer no segundo semestre 2013 grande parte deste caixa deve ser utilizado.

4 Até o final de março de 2013, os Fundos tinham investido no Projeto Faísa aproximadamente R$ 106 milhões de reais, ou 32% do Patrimônio Líquido. De acordo com o cronograma de execução das obras, até a entrada em operação comercial dos parques este montante deve atingir aproximadamente R$ 220 milhões (aproximadamente 65% do Patrimônio dos Fundos). Assim que houver a conclusão das obras dos parques, previsto para o segundo semestre de 2013, deve ocorrer a liberação da parcela final dos financiamentos do BNB e BNDES. Com isso, os recursos que excederem o montante mínimo de capital próprio exigido pelos financiadores, deverão retornar aos Fundos, através do resgate das ações preferenciais, possibilitando aos Fundos novas aquisições. Projeto Eólico Faísa Os Fundos firmaram em 6 de junho de 2012, juntamente com a empresa Enerplan Participações LTDA, contrato de compra e venda de ações da empresa Eólica Faísa S.A., detida pela Suzlon Energia Eólica do Brasil, após a conclusão do processo de due dilligence, que durou aproximadamente 3 meses. Os Fundos adquiriram em conjunto 60% do projeto, e a Enerplan 40%, pelo valor de até R$ ,00. O desembolso deste valor acontecerá mediante cumprimento de condições estabelecidas no contrato, sendo que até o momento foi paga a primeira parcela e parte da segunda parcela, no valor total de R$ 15,2 milhões. Após a aquisição das ações ordinárias detidas pela Suzlon do Brasil, os Fundos subscreveram novas ações ordinárias, emitidas pela empresa Eólica Faísa S.A., no montante de R$ 77 milhões, que visam suprir o montante de capital próprio exigido pelos financiadores de longo prazo (Banco do Nordeste do Brasil BNB e Banco Nacional do Desenvolvimento - BNDES) para a contratação dos empréstimos solicitados nestas instituições. Estas ações devem ser integralizadas antes da liberação dos financiamentos, sendo que o montante mínimo necessário ainda está sob análise. As ações ordinárias emitidas em excesso serão canceladas. Com o objetivo de garantir o fluxo de recursos necessários à implantação dos cinco parques eólicos, enquanto não houver a liberação dos recursos dos financiamentos pelo BNB e BNDES, os fundos subscreveram ações preferenciais resgatáveis com dividendo fixo equivalente a 150% do CDI, no montante de R$ 162 milhões. Estas ações serão resgatadas à medida que os recursos dos financiamentos tornarem-se disponíveis. Conforme determinado no memorando de entendimentos, assinado conjuntamente ao contrato de compra e venda, foi efetivado o aditamento do contrato de EPC e do contrato de operação e manutenção, também com a Suzlon com as novas condições negociadas que incluem, entre outras, alteração no cronograma de implantação, prazo de pagamento, responsabilidade na gestão do empreendimento, etc. As datas estabelecidas nos contratos de energia de reserva, nos termos do leilão de energia (A-3) ocorrido em 2009, indicavam que vencedor, no caso os Parques Faísas, deveriam iniciar o suprimento de energia a partir de julho de 2012, variando entre os 5 parques, com o último parque iniciando o suprimento em agosto. Porém, estes prazos não foram atendidos afetando de alguma forma os vários empreendimentos da região dos parques Faísas. Estes atrasos estão relacionados a alguns fatores externos como a demora da liberação pela CCEE dos contratos de energia de reserva para assinatura pela usinas do fundo, o atraso na implantação da Subestação de Pecém II de responsabilidade da CHESF, ou seja, situações que fugiam ao controle dos antigos controladores dos parques. Portanto, a construção dos parques dentro do planejado inicialmente foi prejudicada, por isso, foi solicitado a ANEEL a alteração das datas de início de suprimento para todos os parques em linha com a entrega da subestação PECÉM II, onde as usinas do fundo devem conectar-se.

5 Em atendimento a solicitação feita, a ANEEL, através do Despacho 3.290, em 23 de outubro de 2012, alterou o cronograma de entrada em operação dos parques eólicos. Sendo assim, os parques deverão dar início as suas operações comerciais em julho e agosto de 2013, sem a aplicação de qualquer multa aos empreendedores já que sabidamente não havia responsabilidade destes no processo. Financiamento Conforme informado no relatório semestral anterior, os projetos receberam resposta positiva para as cartas consulta ao BNDES e SUDENE sobre a existência das linhas de crédito para financiamento. Após o recebimento destas respostas, foi iniciado o processo de enquadramento técnico, com o envio das informações necessárias para a análise da viabilidade do financiamento dos parques. Até a data de conclusão deste relatório, o projeto Faísas já havia recebido resposta positiva em relação ao enquadramento técnico e passaram à fase final de discussão dos contratos de financiamento para a assinatura com o BNDES e BNB, o que deve ser concluído até o final de maio de A liberação dos recursos deve iniciar em até 2 meses após estas assinaturas. Para garantir a liberação dos recursos dos financiadores, os Cotistas deliberaram, em Assembleia realizada em 10 de abril de 2012, pela aprovação da prestação de garantias pelo fundo, diretamente e de qualquer natureza, para fins de aquisição de ativos de energia elétrica do complexo eólico Faísas. A prestação de garantias é indispensável para a obtenção dos financiamentos pretendidos. Licenças para implantação As licenças ambientais são fundamentais para implantação e início de fornecimento de energia, as principais estão listadas abaixo: Licença de Instalação dos parques LI: emitida em fevereiro de 2012 Licença de Instalação da Linha de Transmissão: emitida em agosto de 2012 Parecer de Acesso dos Parques à Subestação Pecém II: emitida em outubro de 2012 As últimas licenças necessárias para o início do suprimento de energia são as licenças de operação LO, normalmente emitidas após a conclusão das obras. Acompanhamento da Obra Para a adequada supervisão da implantação dos parques, foram contratadas as empresas Elementos Empreendimentos, cujos profissionais tem vasta experiência no setor de energia eólica e a empresa Concremat Engenharia, cuja experiência no setor de obras civis é reconhecida no mercado, para a inspetoria das obras dos parques. Para o acompanhamento da implantação física dos parques, é comum a segregação em alguns grandes grupos: a) Fundação e Acessos: Todas as fundações para os 65 aerogeradores foram concretadas e o estaqueamento foi concluído. Sobre estas fundações serão montados os aerogeradores;. 100% das vias de acesso dos parques foram concluídas.

6 b) Linha de Transmissão: A linha de transmissão que irá ligar os parques eólicos até a subestação de Pecém II está sendo construída pela empresa Santa Rita, e o cronograma estabelecido tem sido seguido. Alguns terrenos pelos quais a Linha de transmissão irá atravessar estão sendo negociados e/ou desapropriados (a Declaração de Utilidade Pública - DUP foi concedida em julho de 2012), dentro do fluxo normal. c) Aerogeradores: Serão utilizados nos parques 62 aerogeradores modelo S95 e 03 aerogeradores modelos S97, com potencia de 2,1 MW cada. Todos os aerogeradores estão sendo fabricados e serão importados da matriz da Suzlon na Índia pela Suzlon do Brasil, estes equipamentos serão transportados por via marítima e serão recebidos nos portos de Mucuripe e Pecém, segmentados em 03 grandes grupos (pás, torres e naceles) e montados nos parques. Até o final de dezembro de 2012, 50% das pás necessárias aos aerogeradores haviam chegado ao porto de Mucuripe. Até a data de conclusão deste relatório quatro torres haviam sido recebidas no Porto de Pecém, sendo que a fabricação de outras 16 havia sido concluída e estavam sendo preparadas para o transporte. As naceles e demais componentes encontravam-se em fabricação. d) Subestação Pecém II e Bay de conexão: Os parques eólicos Faísas serão conectados a rede básica de transmissão de energia através da Subestação de Pecém II, que está sendo construída pela empresa Transmissora Delmiro Gouveia - TDG, que foi objeto do leilão de Transmissão de 2009, Lote C. De acordo com o último despacho da ANEEL, o prazo para operação comercial desta subestação ficou para 30/05/2013. O Bay de conexão irá conectar a linha de transmissão à subestação de Pecém II. A empresa ABB foi contratada para esta construção. Com o recebimento do parecer de acesso em outubro de 2012, que definiu o ponto de conexão de Faísas, o próximo passo é a assinatura dos Contratos de Conexão do Sistema de Transmissão e do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CCT e CUST).

7 Relatório Fotográfico Faísas Pás dos aerogeradores Foto 1 (Porto de Mucuripe) Foto 2 (Entregues no parque)

8 Canteiro de Obras do projeto Faísas Foto 1 (Foto Aérea - início de dezembro/12) Prédio de Operação e Manutenção dos parques Foto 1 (Final de dezembro de 2012)

9 Fundações e Acessos Foto 1 Fundações (Conforme distribuição física nos parques)

10 Foto 2 Fundação Aerogerador Foto 3 Fundação Aerogerador

11 Foto 4 - Fundação Aerogerador Foto 5 - Fundação Aerogerador completa Foto 6 Acessos do Parque

12 Foto 7 Acessos do Parque Foto 8 Acessos do Parque

13

14 Subestação Faísas Foto 1 (Vista Geral) Foto 2 (visão Geral)

15 Foto 3 (visão Geral) Foto 4 (visão Geral)

16 Foto 5 (Transformador) Expectativas para 2013 O desafio para o primeiro semestre de 2013 está na execução da montagem dos aerogeradores no parque, para assim darmos início a produção da energia contratada no terceiro semestre deste mesmo ano. Paralelamente à implantação dos parques, a equipe de gestão dos fundos deve encerrar o enquadramento técnico e realizar a contratação das linhas de financiamento com o BNDES e BNB. Devido à necessidade de reserva de liquidez requerida nas garantias dadas aos financiamentos, os recursos disponíveis neste período deverão ser suficientes para a aquisição de mais um projeto, com um porte menor que o de Faísas. Essas garantias às fianças poderão ser substituídas por novos projetos no decorrer da performance dos já investidos pelos fundos, liberando mais recursos para a aquisição de novas plantas. O valor das ações dos projetos investidos pelos Fundos tem sido apropriado diariamente pela Taxa Interna de Retorno, calculada pelo Consultor Técnico que considera as particularidades de cada projeto, como estabelecido nos Regulamentos dos fundos. Esta apropriação tem conferido às ações valorização bem superior a oferecida pelos fundos de títulos públicos investidos. A TIR calculada na data base da compra do ativo servirá como referência para a correção do valor das ações efetivamente integralizadas, e anualmente será reavaliada para que reflita eventuais alterações nas premissas adotadas. O pipeline de negócios em construção trabalhará sempre com o objetivo de gerar nível de renda compatível com a distribuição de fluxo estável de rendimentos aos cotistas, ao final do período de investimento de cada fundo. Abaixo demonstramos a evolução e comparação gráfica da variação obtida pelas cotas conforme valor agregado pela gestão, de acordo com o projetado nos fluxos de cada fundo. Vide tabelas e gráficos abaixo. Veja ainda no Anexo I: Termos mais Usados

17 FIP-IE I Rentabilidade 2012 Classe de Cota A B Patrimônio Líquido 31/12/2012 R$ ,00 R$ ,00 Valor da Cota 31/12/2012 R$ 1.064,02 R$ 1.084,03 Rentabilidade Nominal (aa) 5,73% 7,56% % CDI Liquido 68,24% 90,03% % CDI Bruto Equivalente 80,28% 105,92% Benchmark (IPCA + 6% a.a.) 47,05% 119,06%

18 FIP-IE II Rentabilidade 2012 Classe de Cota A B Patrimônio Líquido 31/12/2012 R$ ,00 R$ ,00 Valor da Cota 31/12/2012 R$ 1.064,56 R$ 1.084,58 Rentabilidade Nominal (aa) 5,78% 7,61% % CDI Liquido 68,83% 90,63% % CDI Bruto Equivalente 80,98% 106,62% Benchmark (IPCA + 7% a.a.) 43,66% 57,49%

19 FIP-IE III Rentabilidade 2012 Classe de Cota A B Patrimônio Líquido 31/12/2012 R$ ,00 R$ ,00 Valor da Cota 31/12/2012 R$ 1.078,51 R$ 1.087,19 Rentabilidade Nominal (aa) 7,06% 7,85% % CDI Liquido 84,08% 93,49% % CDI Bruto Equivalente 98,92% 109,98% Benchmark (IPCA + 8% a.a.) 49,38% 54,91%

20 Contatos Todos os documentos e comunicados do Fundo podem ser consultados nas seguintes páginas na rede mundial de computadores: 1. Votorantim Asset (http://www.vam.com.br) > Nossos Fundos de Investimento > Fundos Estruturados; 2. BM&F Bovespa (http://www.bmfbovespa.com.br) > Mercados > Fundos/ETFs > Fundos de Investimento em Participações 3. Desde Nov/2012, os investidores podem acessar as informações do Fundo por meio de um site dedicado: Dúvidas: Telefone: (11) Este material é meramente informativo e não deve ser considerado como recomendação de investimento ou oferta para a aquisição de cotas de fundos ou outros investimentos, nem deve servir como única base para tomada de decisões de investimento. LEIA O PROSPECTO E O REGULAMENTO ANTES DE INVESTIR. RENTABILIDADE PASSADA NÃO REPRESENTA GARANTIA DE RENTABILIDADE FUTURA. A RENTABILIDADE DIVULGADA NÃO É LÍQUIDA DE IMPOSTOS. PARA AVALIAÇÃO DA PERFORMANCE DE UM FUNDO DE INVESTIMENTO, É RECOMENDÁVEL A ANÁLISE DE, NO MÍNIMO, 12 (DOZE) MESES. FUNDOS DE INVESTIMENTO NÃO CONTAM COM GARANTIA DO ADMINISTRADOR, DO GESTOR, DE QUALQUER MECANISMO DE SEGURO OU FUNDO GARANTIDOR DE CRÉDITO FGC. Em caso de dúvida, fale com o seu Gerente de Relacionamento. Serviço de Atendimento ao Cliente: , Deficientes Auditivos e de Fala horas por dia, 7 dias por semana, ou Ouvidoria: Deficientes Auditivos e de Fala de 2ª a 6ª feira - 9:00h às 18:00h.

21 ANEXO I Termos mais Usados 1. MPV = Medida Provisória 2. ACL = Ambiente de Contratação Livre 3. ACR = Ambiente de Contratação Regulada 4. PLD = Preço de Liquidação de Diferenças = Preço de venda de energia no mercado spot (mercado de energia pronta) para posições descobertas. 5. CCEE = Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 6. CMO = Custo Marginal de Operação 7. Contrato de EPC = Engeneering, Procurement and Construction = contrato de engenharia, aquisição e montagem de equipamentos e construção de parque eólico em regime de empreitada integral por preço global (turnkey lump sum) contrato de engenharia, aquisição e montagem de equipamentos e construção de parque eólico em regime de empreitada integral por preço global (turnkey lump sum) 8. Bay de conexão = Estrutura civil, eletromecânica e elétrica onde será montado o disjuntor, transformadores de instrumentos e pára-raios e demais dispositivos objetivando a interligação do circuito oriundo da contratante com a estação da contratada;

(CNPJ no. 13.301.469/0001-02 - 13.301.359/0001-40 - 13.301.410/0001-14) Ref.: Ano de 2013

(CNPJ no. 13.301.469/0001-02 - 13.301.359/0001-40 - 13.301.410/0001-14) Ref.: Ano de 2013 Relatório do Administrador Fundo de Investimento em Participações em Infraestrutura BB Votorantim Energia Sustentável I II - III (CNPJ no. 13.301.469/0001-02 - 13.301.359/0001-40 - 13.301.410/0001-14)

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