Formulário de Referência EDP ENERGIAS DO BRASIL S/A 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 5 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 54

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 153

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 273

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 Outras informações relevantes 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 345

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 383

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 Descrição da política de divulgação de ato ou fato relevante e dos procedimentos relativos à manutenção de sigilo sobre 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 404

7 1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis Nome do responsável pelo conteúdo do formulário Cargo do responsável Antonio Pita de Abreu Diretor Presidente Nome do responsável pelo conteúdo do formulário Cargo do responsável Miguel Dias Amaro Diretor de 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 404

8 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Possui auditor? SIM Código CVM Tipo auditor Nome/Razão social Nacional KPMG Auditores Independentes ( KPMG ). CPF/CNPJ / Período de prestação de serviço 01/01/2007 PÁGINA: 2 de 404

9 Descrição do serviço contratado Exercício 31/12/2008: 22/02/2008 Resposta à consulta sobre os impactos fiscais do Projeto Terra Verde (usina de geração de energia através de biomassa). 29/04/2008 Emissão de parecer de auditoria das DF s e revisão das nossas ITR s (controladora e subsidiárias objeto de auditoria ou revisão), referentes ao exercício social de /06/ Revisão da declaração de imposto de renda e contribuição social das empresas do grupo EDP referente ao ano fiscal de /06/ Prestação de serviço de Due Diligence das empresas Investco S.A., Rede Lajeado S.A. e Tocantins Energia S.A., para nossa avaliação acerca da aquisição de participação nas referidas sociedades. 11/09/ Prestação de serviço de Due Diligence da empresa MPX Pecém Geração de Energia S.A., para nossa avaliação acerca da aquisição de participação na referida companhia. Exercício 31/12/2009: 27/02/2009 Emissão de parecer de auditoria das DF s e revisão das nossas ITR s (controladora e subsidiárias objeto de auditoria ou revisão), referentes ao exercício social de /09/ Outros serviços de auditoria relacionados a oferta pública de distribuição de ações de nossa emissão. 16/09/ Emissão de laudos de avaliação dos patrimônios líquidos a valores contábeis das companhias: (i) EDP Lajeado Energia S.A., na data-base de 31 de agosto de 2009, (ii) EDP Lajeado Energia S.A., Lajeado Energia S.A. e Tocantins Energia S.A., na data-base de 30 de setembro de /12/2009 (1) Avaliação dos impactos que os pronunciamentos contábeis emitidos em 2009 pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC teriam sobre as DF s do exercício encerrado em 31/12/2010; (2) Avaliação dos impactos que a adoção da Interpretação Internacional - IFRIC 12 teria nas DF s preparadas para fins de consolidação pela nossa controladora, a EDP - Energias de Portugal S.A. ( Energias de Portugal ), relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010, sendo a aplicação dos CPC s e IFRIC 12 reportados a 1º de janeiro de 2009; e (3) Treinamento de diversas equipes das empresas do Grupo sobre os Pronunciamentos Contábeis CPC s emitidos em Exercício 31/12/2010: 11/02/2010 Emissão de parecer de auditoria das DF s e revisão das nossas ITR s (controladora e subsidiárias objeto de auditoria ou revisão), referentes ao exercício social de /05/ Aplicação de procedimentos de auditoria previamente acordados para fins de atendimento aos requerimentos dos Despachos 2.877/2008 e 3.250/2009 na validação dos valores da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela a CVA, da Movimentação da Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE e Itens Financeiros para os reajustes tarifários de 2010 na Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. e na Bandeirante Energia S.A.- 24/05/ Outros serviços de auditoria relacionados a oferta pública de distribuição de Debêntures da Bandeirante Energia S.A.. Período findo em 31/03/ /03/ Emissão de parecer de auditoria das DF s e revisão das nossas ITR s (controladora e subsidiárias objeto de auditoria ou revisão), referentes ao exercício social de /03/ Prestação de serviço de Due Diligence para nossa avaliação em relação à aquisição de projeto de geração de energia elétrica. PÁGINA: 3 de 404

10 Montante total da remuneração dos auditores independentes segregado por serviço Justificativa da substituição A remuneração dos auditores independentes referente somente aos serviços de auditoria prestados a nós a as nossas controladas, com exceção da Enerpeixe, relativa ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2010, correspondeu ao montante de R$ ,00. A remuneração dos auditores independentes referente somente aos serviços de auditoria prestados a Enerpeixe, relativa ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2010, correspondeu ao montante de R$ ,00. A remuneração dos auditores independentes referente à aplicação de procedimentos de auditoria previamente acordados da CVA e RTE na Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. e na Bandeirante Energia S.A. correspondeu a um montante de R$84.000,00. A remuneração dos auditores independentes referente a outros serviços de auditoria por conta da oferta pública de distribuição de Debêntures da Bandeirante Energia S.A. correspondeu a um montante de R$ ,00. O Auditor não foi substituido. Razão apresentada pelo auditor em caso da discordância da justificativa do emissor Nome responsável técnico O Auditor não foi substituido. Carlos Augusto Pires 01/01/ José Luiz Ribeiro de Carvalho 01/01/2007 a 31/12/ Período de prestação de serviço CPF Endereço Rua Dr. Renato Paes de Barros, 33, Itaim Bibi, São Paulo, SP, Brasil, CEP , Telefone (11) , Fax (11) , Rua Dr. Renato Paes de Barros, 33, Itaim Bibi, São Paulo, SP, Brasil, CEP , Telefone (11) , Fax (11) , PÁGINA: 4 de 404

11 2.3 - Outras informações relevantes 2.3. Outras informações relevantes: Além dos serviços indicados nos itens acima, os auditores independentes não prestaram nenhum outro tipo de serviço. PÁGINA: 5 de 404

12 3.1 - Informações Financeiras - Consolidado Rec. Liq./Rec. Intermed. Fin./Prem. Seg. Ganhos (Reais) Exercício social (31/12/2010) Exercício social (31/12/2009) Exercício social (31/12/2008) Patrimônio Líquido , ,00 0,00 Ativo Total , ,00 0,00 Resultado Bruto , ,00 0,00 Resultado Líquido , ,00 0,00 Número de Ações, Ex-Tesouraria (Unidades) Valor Patrimonial de Ação (Reais Unidade) , ,00 0, , , , Resultado Líquido por Ação 4, , , PÁGINA: 6 de 404

13 3.2 - Medições não contábeis 3.2. Divulgação de medições não contábeis consolidadas: (em milhares de reais, exceto quando indicado) a) Medições não contábeis: EDP - Energias do Brasil S/A - Consolidado EBITDA Ajustado (em R$ mil) Margem EBITDA Ajustada (EBITDA Ajustado/Receita Líquida) 33,24% 34,34% 30,24% 32,97% b) conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas: EDP - Energias do Brasil S/A - Consolidado EBITDA com o lucro líquido Lucro Líquido do exercício/ período (+) Contribuição Social e Imposto de Renda (+) Participação de minoritários (+) Partes beneficiárias (+) Resultado financeiro (+) Resultado das participações societárias (+) Depreciação e amortização EBITDA Ajustado Receita líquida Margem EBITDA Ajustado (EBITDA Ajustado /Receita Líquida) Margem líquida (Lucro Líquido/Receita Líquida) 33,24% 34,34% 30,24% 32,97% 13,56% 14,41% 11,57% 15,05% Ressaltamos que existe uma diferença entre o EBITDA apresentado neste Formulário de Referência e o divulgado em nossas Demonstrações Financeiras referentes aos exercícios sociais encerrados em 2010 e Tal diferença é explicada pela alocação do resultado não operacional ou outros resultados, que a partir de 31 de março de 2011 foi reclassificado para outras despesas operacionais. Para fins de comparabilidade fizemos essa mesma reclassificação para os exercícios de 2010 e O montante total do ajuste no EBITDA foi R$ e R$27.321, respectivamente para 2010 e c) motivo da escolha de tal indicador como mais apropriado para a correta compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações: EBITDA Ajustado é uma medição não contábil elaborada por nossa Companhia, conciliada com nossas demonstrações financeiras observando as disposições do Ofício Circular CVM n 01/2007, consistindo no Lucro Líquido do exercício acrescido do imposto de renda e contribuição social, da participação de minoritários e partes beneficiárias, do resultado financeiro líquido, do resultado das participações societárias, da depreciação e a amortização. O EBITDA Ajustado não é uma medida reconhecida pelas Práticas Contábeis Adotadas no Brasil, não possui um significado padrão e pode não ser comparável a medidas com títulos semelhantes fornecidos por outras companhias. Nossa Companhia divulga EBITDA Ajustado porque ela o utiliza para medir o seu desempenho. O EBITDA Ajustado não deve ser considerado isoladamente ou como um substituto de lucro líquido ou lucro operacional, como um indicador de desempenho operacional ou fluxo de caixa ou para medir a liquidez ou a capacidade de pagamento da dívida. 1 As informações contemplam a participação dos não controladores e partes beneficiárias PÁGINA: 7 de 404

14 3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras 3.3. Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras de encerramento de exercício social que as altere substancialmente: (em milhares de reais, exceto quando indicado). As informações abaixo se referem às informações trimestrais consolidadas e a eventos ocorridos anteriormente a autorização ocorrida em 27 de abril de Foi aprovada em Assembleia Geral Ordinária, realizada em 7 de abril de 2011, destinação do lucro líquido e a distribuição de dividendos no valor de R$ mil e JSCP no valor de R$ mil referentes ao exercício de 2010 a serem pagos aos acionistas, sem ajuste, na forma e época determinadas pela Diretoria, no decorrer do exercício de 2011 e a fixação da verba anual de até R$860 mil como sendo a remuneração global dos membros do Conselho de Administração e de até R$3.150 mil, como sendo a remuneração global da Diretoria, para o período de abril de 2011 a março de Em 15 de junho de 2011, através da nossa controlada Ipueiras Energia, S.A, celebramos contrato para aquisição da ECE Participações S.A. ( ECE ), detentora de 90% do Consórcio Amapá Energia, a qual possui os direitos de exploração da Usina Hidrelétrica de Energia ( UHE ) Santo Antônio do Jari, na divisa dos Estados do Pará e Amapá. A participação remanescente de 10% do Consórcio Amapá Energia é detida pela Jari Energética S.A. ( JESA ), detentora original da concessão, que tem o direito de venda conjunta da sua participação pelo mesmo preço e nas mesmas condições de pagamento (tag along). O prazo para exercício deste direito termina em 15 de Julho de A UHE Santo Antônio do Jari possui 300 MW de capacidade instalada e 196,1 MW médios de energia assegurada, correspondendo a um fator de utilização de 65%, já aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ), dos quais 190 MW médios foram vendidos no Leilão A-5 de dezembro de 2010 pelo período de 30 anos findo em 31 de dezembro de 2044, equivalente ao término da concessão. O projeto prevê ainda o acréscimo de 73,4 MW de capacidade instalada, o qual está pendente de aprovação pela ANEEL. O investimento total previsto pode variar entre R$ milhões e R$ milhões, incluindo o investimento na construção da usina para a instalação da capacidade máxima de 373,4 MW, o pagamento do projeto aos vendedores e considerando o eventual exercício de tag along pela JESA. O fechamento definitivo dessa operação depende do cumprimento de algumas condições precedentes, que incluem autorizações regulatórias dentre as quais a anuência da ANEEL para a transação. Para informações adicionais acerca da referida operação, favor ver item 6.5 deste Formulário de Referência. PÁGINA: 8 de 404

15 3.4 - Política de destinação dos resultados 3.4. Política de destinação dos resultados dos 3 últimos exercícios sociais: (em milhares de reais, exceto quando indicado) a) Regras sobre retenção de lucros De acordo com o artigo 31 do nosso estatuto social, 5% do lucro líquido apurado em cada exercício serão destinados a constituição da reserva legal, que não excederá 20% (vinte por cento) do capital social. O referido artigo estabelece, ainda, um dividendo mínimo obrigatório correspondente a 25% do nosso lucro líquido ajustado. De acordo com o artigo 31 do nosso estatuto social, 5% do lucro líquido apurado em cada exercício serão destinados a constituição da reserva legal, que não excederá 20% (vinte por cento) do capital social. O referido artigo estabelece, ainda, um dividendo mínimo obrigatório correspondente a 25% do nosso lucro líquido ajustado. A destinação da parcela do lucro líquido remanescente após a destinação para formação da reserva legal e o pagamento do dividendo mínimo será determinada pela Assembleia Geral com base na proposta da administração, sendo que, caso o saldo das reservas de lucros ultrapasse o capital social, a Assembleia Geral deliberará sobre a aplicação do excesso na integralização ou no aumento do capital social ou, ainda, na distribuição de dividendos adicionais aos acionistas. Não possuímos nenhuma reserva estatutária além das reservas obrigatórias previstas na legislação. Somente podemos destinar recursos para reservas ou retê-los com base em orçamento de capital após o pagamento do dividendo mínimo obrigatório. Adotamos uma política de dividendos que estabelece o compromisso da administração de distribuição de 50% do lucro líquido ajustado de cada exercício. Não obstante, podemos distribuir dividendos ou juros sobre o capital próprio em montante inferior a 50% do nosso lucro líquido ajustado em qualquer exercício, quando assim A destinação da parcela do lucro líquido remanescente após a destinação para formação da reserva legal e o pagamento do dividendo mínimo será determinada pela Assembleia Geral com base na proposta da administração, sendo que, caso o saldo das reservas de lucros ultrapasse o capital social, a Assembleia Geral deliberará sobre a aplicação do excesso na integralização ou no aumento do capital social ou, ainda, na distribuição de dividendos adicionais aos acionistas. Não possuímos nenhuma reserva estatutária além das reservas obrigatórias previstas na legislação. Somente podemos destinar recursos para reservas ou retê-los com base em orçamento de capital após o pagamento do dividendo mínimo obrigatório. Adotamos uma política de dividendos que estabelece o compromisso da administração de distribuição de 50% do lucro líquido ajustado de cada exercício. Não obstante, podemos distribuir dividendos ou juros De acordo com o artigo 31 do nosso estatuto social, 5% do lucro líquido apurado em cada exercício serão destinados a constituição da reserva legal, que não excederá 20% (vinte por cento) do capital social. O referido artigo estabelece, ainda, um dividendo mínimo obrigatório correspondente a 25% do nosso lucro líquido ajustado. A destinação da parcela do lucro líquido remanescente após a destinação para formação da reserva legal e o pagamento do dividendo mínimo será determinada pela Assembleia Geral com base na proposta da administração, sendo que, caso o saldo das reservas de lucros ultrapasse o capital social, a Assembleia Geral deliberará sobre a aplicação do excesso na integralização ou no aumento do capital social ou, ainda, na distribuição de dividendos adicionais aos acionistas. Não possuímos nenhuma reserva estatutária além das reservas obrigatórias previstas na legislação. Somente podemos destinar recursos para reservas ou retê-los com base em orçamento de capital após o pagamento do dividendo mínimo obrigatório. Adotamos uma política de dividendos que estabelece o compromisso da administração de distribuição de 50% do lucro líquido ajustado de cada exercício. Não obstante, podemos distribuir dividendos ou juros sobre o capital próprio PÁGINA: 9 de 404

16 3.4 - Política de destinação dos resultados exigido por disposição legal ou regulamentar ou, ainda, quando recomendável em vista da nossa situação financeira e/ou perspectivas futuras, das condições macroeconômicas, de revisões e reajustes tarifários, de mudanças regulatórias, estratégia de crescimento, limitações contratuais e demais fatores considerados relevantes pelo nosso conselho de administração e pelos nossos acionistas. Na AGO realizada em 7 de abril de 2011, nossos acionistas deliberaram reter parte do lucro líquido do exercício de 2010 com base em orçamento de capital aprovado naquela oportunidade. O valor destinado rubrica Reserva de Retenção de Lucros, com a finalidade de investimentos totalizou R$ ,95. sobre o capital próprio em montante inferior a 50% do nosso lucro líquido ajustado em qualquer exercício, quando assim exigido por disposição legal ou regulamentar ou, ainda, quando recomendável em vista da nossa situação financeira e/ou perspectivas futuras, das condições macroeconômicas, de revisões e reajustes tarifários, de mudanças regulatórias, estratégia de crescimento, limitações contratuais e demais fatores considerados relevantes pelo nosso conselho de administração e pelos nossos acionistas. Na AGO realizada em 9 de abril de 2010, nossos acionistas deliberaram reter parte do lucro líquido do exercício de 2009 com base em orçamento de capital aprovado naquela oportunidade. O valor destinado rubrica Reserva de Retenção de Lucros, com a finalidade de investimentos totalizou R$ ,35. em montante inferior a 50% do nosso lucro líquido ajustado em qualquer exercício, quando assim exigido por disposição legal ou regulamentar ou, ainda, quando recomendável em vista da nossa situação financeira e/ou perspectivas futuras, das condições macroeconômicas, de revisões e reajustes tarifários, de mudanças regulatórias, estratégia de crescimento, limitações contratuais e demais fatores considerados relevantes pelo nosso conselho de administração e pelos nossos acionistas. Na AGO realizada em 8 de abril de 2009, nossos acionistas deliberaram reter parte do lucro líquido do exercício de 2008 com base em orçamento de capital aprovado naquela oportunidade. O valor destinado rubrica Reserva de Retenção de Lucros, com a finalidade de investimentos totalizou R$ ,00. b) Regras sobre distribuição de dividendos O artigo 31 do nosso estatuto social estabelece um dividendo mínimo obrigatório correspondente a 25% do nosso lucro líquido ajustado. O artigo 31 do nosso estatuto social estabelece um dividendo mínimo obrigatório correspondente a 25% do nosso lucro líquido ajustado. O artigo 31 do nosso estatuto social estabelece um dividendo mínimo obrigatório correspondente a 25% do nosso lucro líquido ajustado. De acordo com o artigo 33 do nosso estatuto social, podemos pagar aos nossos acionistas juros sobre o capital próprio (JCP), os quais poderão ser imputados ao dividendo mínimo obrigatório. Os JCPs que não forem reclamados dentro do prazo de 3 anos após a data em que forem colocados à disposição dos acionistas serão revertidos em favor da Companhia (art. 33, Par. Único). Distribuímos dividendos no valor total de R$ ,28, equivalentes a 77,37% do lucro líquido ajustado de De acordo com o artigo 33 do nosso estatuto social, podemos pagar aos nossos acionistas juros sobre o capital próprio (JCP), os quais poderão ser imputados ao dividendo mínimo obrigatório. Os JCPs que não forem reclamados dentro do prazo de 3 anos após a data em que forem colocados à disposição dos acionistas serão revertidos em favor da Companhia (art. 33, Par. Único). Distribuímos dividendos no valor total de R$ ,35, De acordo com o artigo 33 do nosso estatuto social, podemos pagar aos nossos acionistas juros sobre o capital próprio (JCP), os quais poderão ser imputados ao dividendo mínimo obrigatório. Os JCPs que não forem reclamados dentro do prazo de 3 anos após a data em que forem colocados à disposição dos acionistas serão revertidos em favor da Companhia (art. 33, Par. Único). Distribuímos dividendos no valor total de R$ ,00, PÁGINA: 10 de 404

17 3.4 - Política de destinação dos resultados equivalentes a 50% do lucro líquido ajustado de equivalentes a 67,45% do lucro líquido ajustado de c) Periodicidade das distribuições de dividendos d) Restrições à distribuição de dividendos Anual. No entanto, de acordo Anual. No entanto, de acordo com os artigos 22, s e 32 do com os artigos 22, s e 32 do nosso estatuto social, nosso nosso estatuto social, nosso conselho de administração pode conselho de administração declarar dividendos pode declarar dividendos intermediários e intercalares, bem intermediários e intercalares, como juros sobre o capital bem como juros sobre o próprio, base em balanços capital próprio, base em semestrais e/ou trimestrais. Os balanços semestrais e/ou dividendos intermediários e trimestrais. Os dividendos intercalares poderão ser intermediários e intercalares imputados ao dividendo mínimo poderão ser imputados ao obrigatório. dividendo mínimo obrigatório. A Lei das Sociedades por A Lei das Sociedades por Ações permite que nós Ações permite que nós suspendamos a distribuição do suspendamos a distribuição dividendo obrigatório caso o do dividendo obrigatório Conselho de Administração caso o Conselho de informe à Assembleia Geral Administração informe à que a distribuição é Assembleia Geral que a incompatível com a sua distribuição é incompatível condição financeira. O com a sua condição Conselho Fiscal, se instalado, financeira. O Conselho Fiscal, deve emitir seu parecer sobre a se instalado, deve emitir seu recomendação do Conselho parecer sobre a de Administração. Ademais, o recomendação do Conselho Conselho de Administração de Administração. Ademais, deverá apresentar justificativa o Conselho de para a suspensão à CVM Administração deverá dentro de cinco dias da apresentar justificativa para realização da Assembleia a suspensão à CVM dentro Geral. Os lucros não de cinco dias da realização distribuídos, em razão da da Assembleia Geral. Os suspensão na forma acima lucros não distribuídos, em mencionada, serão destinados razão da suspensão na a uma reserva especial e, caso forma acima mencionada, não sejam absorvidos por serão destinados a uma prejuízos subsequentes, reserva especial e, caso não deverão ser pagos, a título de sejam absorvidos por dividendos, tão logo a prejuízos subsequentes, condição financeira da deverão ser pagos, a título companhia o permita. de dividendos, tão logo a condição financeira da companhia o permita. Anual. No entanto, de acordo com os artigos 22, s e 32 do nosso estatuto social, nosso conselho de administração pode declarar dividendos intermediários e intercalares, bem como juros sobre o capital próprio, base em balanços semestrais e/ou trimestrais. Os dividendos intermediários e intercalares poderão ser imputados ao dividendo mínimo obrigatório. A Lei das Sociedades por Ações permite que nós suspendamos a distribuição do dividendo obrigatório caso o Conselho de Administração informe à Assembleia Geral que a distribuição é incompatível com a sua condição financeira. O Conselho Fiscal, se instalado, deve emitir seu parecer sobre a recomendação do Conselho de Administração. Ademais, o Conselho de Administração deverá apresentar justificativa para a suspensão à CVM dentro de cinco dias da realização da Assembleia Geral. Os lucros não distribuídos, em razão da suspensão na forma acima mencionada, serão destinados a uma reserva especial e, caso não sejam absorvidos por prejuízos subsequentes, deverão ser pagos, a título de dividendos, tão logo a condição financeira da companhia o permita. PÁGINA: 11 de 404

18 3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido (Reais) Exercício social 31/12/2010 Exercício social 31/12/2009 Exercício social 31/12/2008 Lucro líquido ajustado , , ,00 Dividendo distribuído em relação ao lucro líquido ajustado 74, , , Taxa de retorno em relação ao patrimônio líquido do emissor 11, , , Dividendo distribuído total , , ,00 Lucro líquido retido , , ,00 Data da aprovação da retenção 07/04/ /04/ /04/2009 Lucro líquido retido Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Dividendo Obrigatório Ordinária ,00 26/05/ ,00 17/05/ ,00 05/06/2009 Juros Sobre Capital Próprio Ordinária ,00 26/05/ ,00 05/06/2009 PÁGINA: 12 de 404

19 3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas 3.6. Dividendos declarados à conta de lucros retidos ou reservas constituídas em exercícios sociais anteriores: Nos três últimos exercícios não foram declarados dividendos à conta de lucros retidos ou reservas constituídas em exercícios sociais anteriores Lucros retidos 0,00 0,00 0,00 Reservas constituídas 0,00 0,00 0,00 PÁGINA: 13 de 404

20 3.7 - Nível de endividamento Exercício Social Montante total da dívida, de qualquer natureza Tipo de índice Índice de endividamento 31/12/ ,00 Índice de Endividamento 0, ,00 Índice de Endividamento 0, Descrição e motivo da utilização de outro índice PÁGINA: 14 de 404

21 3.8 - Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Exercício social (31/12/2010) Tipo de dívida Inferior a um ano Um a três anos Três a cinco anos Superior a cinco anos Total Garantia Real , , , , ,00 Garantia Flutuante , , , , ,00 Quirografárias , , , , ,00 Total , , , , ,00 Observação PÁGINA: 15 de 404

22 3.9 - Outras informações relevantes 3.9. Outras informações relevantes: As informações referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2008 dos itens 3.1 e 3.2 não estão sendo apresentadas, pois alinhados com o mercado brasileiro, adotamos pela primeira vez as normas internacionais de contabilidade em nossas Demonstrações Financeiras referente ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2010, retroagindo a 1º de janeiro de 2009 conforme definido pela CVM (Comissão de Valores Mobiliários) e, portanto, as informações não são comparativas. Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. PÁGINA: 16 de 404

23 4.1 - Descrição dos fatores de risco 4.1. Descrever fatores de risco que possam influenciar a decisão de investimento, em especial, aqueles relacionados: (em milhares de reais, exceto quando indicado). a) ao emissor: A perda das nossas concessões pode gerar prejuízos em nossos resultados. 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. Para mais informações sobre concessões e datas de vencimento dos contratos de concessão veja o item 7.5(a) deste Formulário de Referência. Da mesma forma, de acordo com a legislação em vigor, no caso de descumprimento, por nós, dos termos das autorizações que permitem o funcionamento de nossas usinas termelétricas ( UTEs ), a respectiva autorização pode ser cassada, fato que teria efeito adverso substancial na condução de nossos negócios, resultados operacionais e nossa condição financeira, refletindo no valor de mercado dos valores mobiliários de nossa emissão. A extinção antecipada do contrato de concessão, assim como a imposição de penalidades associadas a tal extinção, pode gerar significativos impactos em nossos resultados e afetar nossa capacidade de pagamento e cumprimento de obrigações financeiras. 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 nossos resultados. Nossas receitas operacionais podem ser negativamente afetadas por decisões da ANEEL com relação às nossas tarifas. As nossas tarifas 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 nossos 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. PÁGINA: 17 de 404

24 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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 nossa controlada Bandeirante Energia S.A. ( EDP Bandeirante ) para o ano de 2004, quando reduziu provisoriamente a base de remuneração regulatória 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 de nossos negócios de distribuição e podem resultar em tarifas de fornecimento de energia elétrica inferiores às pleiteadas pelas nossas distribuidoras, afetando negativamente nossa situação financeira e nossos resultados operacionais. Para maiores informações sobre as propostas da ANEEL para revisão tarifária, veja o item 7.3 deste Formulário de Referência. Ademais, não é possível assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas que nos permitam repassar aos nossos consumidores todos os nossos 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. Nosso 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. Não podemos assegurar que seremos capazes 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 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. Não podemos assegurar a renovação de nossos contratos de concessão. A ANEEL pode, ainda, nos penalizar pelo descumprimento de cláusulas dos contratos de concessão e podemos não recuperar o valor total investido caso quaisquer de nossas concessões sejam extintas. Realizamos as nossas atividades de distribuição e geração de acordo com contratos de concessão celebrados com a ANEEL por períodos que variam de 20 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 PÁGINA: 18 de 404

25 4.1 - Descrição dos fatores de risco de infração) e restrições em operações, bem como a extinção antecipada de nossos contratos de concessão, no caso de descumprirmos qualquer das obrigações estabelecidas nos contratos de concessão. A imposição de multas ou penalidades severas pela ANEEL e a extinção antecipada de nossos contratos de concessão podem ter um efeito negativo relevante sobre a situação financeira e resultados operacionais. Para mais informações sobre concessões e datas de vencimento dos contratos de concessão veja o item 7.5 deste Formulário de Referência. Previsões incorretas das necessidades de energia nas áreas de concessão das distribuidoras podem afetar adversamente os nossos resultados operacionais. 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. Podemos não conseguir implementar integralmente nossa estratégia de negócios. A capacidade de implementar nossa estratégia de negócios depende de vários fatores. A estratégia de ampliar a nossa atuação no segmento de geração depende da nossa capacidade 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, especialmente com relação ao projeto Pecém, cuja previsão é entrar em operação até janeiro 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. Podemos não ser capazes de identificar e minimizar riscos relevantes, o que pode prejudicar nossos resultados operacionais 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. A aquisição dos direitos de exploração da UHE Santo Antônio do Jari envolve riscos quanto ao não cumprimento das condições precedentes para o fechamento do negócio e eventos não previstos que podem afetar a construção, implantação e operação dessa usina. Em 15 de junho de 2011, celebramos Contrato de Compra e Venda de Ações para aquisição da totalidade do capital social da ECE Participações S.A., que detém 90% de todos os direitos oriundos do Instrumento Particular de Contrato de Consórcio Amapá Energia. Esse consórcio tem o direito de explorar a Usina Hidrelétrica de Santo Antônio do Jari ( UHE Santo Antônio do Jari ). Este contrato estabelece termos e PÁGINA: 19 de 404

26 4.1 - Descrição dos fatores de risco condições para seu aperfeiçoamento, especialmente condições precedentes para o fechamento do negócio, incluindo aprovação desta aquisição pela ANEEL. 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: número limitado de empresas terceirizadas para construção da UHE Santo Antônio do Jari; indisponibilidade e desempenho de equipamentos; interferências meteorológicas, hidrológicas e meteorológicas; interrupções no trabalho, greves e outras disputas trabalhistas; agitações sociais; problemas com capacidade técnica e mão de obra; problemas inesperados de engenharia; e questões e desenvolvimentos regulatórios e tributários, e problemas de natureza ambiental. Não podemos garantir que os eventos descritos acima não ocorrerão. Adicionalmente, a conclusão dessa aquisição encontra-se sujeita ao cumprimento de certas condições precedentes, que incluem autorizações regulatórias dentre as quais a anuência da ANEEL para a transação. O cumprimento de tais condições precedentes está fora de nosso controle e não podemos, portanto, garantir o seu cumprimento. O não atendimento das condições precedentes pode inclusive resultar na impossibilidade de fechamento do negócio. O não cumprimento de condições precedentes e/ou a ocorrência de algum dos eventos descritos acima poderão causar efeitos adversos relevantes em nossos negócios e resultados. Poderemos 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 nossa emissão. Poderemos 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. 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 podemos 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 nosso crescimento e desenvolvimento de nossas atividades, o que pode vir a prejudicar nossas atividades, situação financeira e resultados operacionais e, consequentemente, o preço dos nossos valores mobiliários. Nossas dívidas podem ser vencidas antecipadamente. Somos parte em diversos contratos financeiros, vários dos quais nos exigem manter certos índices financeiros ou cumprir outras obrigações específicas. Nossos 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. Nossos ativos e fluxo de caixa podem não ser suficientes para pagar integralmente o saldo devedor de nossos 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 nossa situação financeira e resultados operacionais. PÁGINA: 20 de 404

27 4.1 - Descrição dos fatores de risco Decisões adversas em processos judiciais podem afetar negativamente os resultados das nossas operações. 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 março de 2011, as nossas contingências, relacionadas a ações cuja probabilidade de perda é possível ou provável, somavam R$ 864,4 milhões. Desse total, aproximadamente 46,1% referem-se a questões fiscais, 13,7% relacionam-se a questões trabalhistas e os 40,2% restantes dizem respeito a outras questões cíveis e comerciais. Em 31 de março de 2011, havíamos estabelecido provisões no valor total de R$153,4 milhões. Para uma descrição dos nossos principais processos judiciais, administrativos e arbitrais, veja os itens 4.3 a 4.7 deste Formulário de Referência. Se formos condenados a efetuar pagamentos em montante superior ao das nossas provisões, poderemos ter um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais Uma vez que parte significativa dos nossos bens 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. Nossa capacidade de receber pagamentos devidos por nossos clientes poderá ser prejudicada, caso sua capacidade de pagamento se deteriore. O contas a receber das nossas controladas de geração, distribuição e comercialização de energia elétrica, depende da contínua capacidade creditícia dos nossos clientes, do nosso controle de risco e da nossa capacidade de cobrar as quantias em aberto. Em 31 de dezembro de 2010, o contas a receber de clientes vencido, das controladas do segmento de distribuição de energia elétrica, EDP Bandeirante e EDP Escelsa, totalizou R$298,0 milhões, representando 7,9% do somatório da receita operacional líquida do exercício de Os valores vencidos há mais de 90 dias totalizaram R$131,0 milhões e o saldo da provisão para créditos de liquidação duvidosa foi de R$ 110 milhões. Em 31 de março de 2011 os valores vencidos totalizam R$332,0 milhões, dos quais R$136,0 milhões estão vencidos há mais de 90 dias. Se a capacidade de pagamento dos nossos clientes diminuir, podemos sofrer um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. Se não conseguirmos controlar as nossas perdas de energia, os nossos resultados operacionais e a nossa situação financeira poderão ser prejudicados. PÁGINA: 21 de 404

28 4.1 - Descrição dos fatores de risco Experimentamos 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 2010, 2009 e 2008 representou, respectivamente, 11,1%, 11,2% e 10,7% na EDP Bandeirante e 14,0%, 15,5% e 13,9% 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 não podemos repassar aos nossos clientes a totalidade dos custos com perdas por meio de aumentos de tarifa, aumentos em nossas perdas podem afetar negativamente a nossa situação financeira e os nossos resultados operacionais. Somos objetivamente responsáveis por quaisquer danos resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de energia e as nossas apólices de seguro podem não cobrir estes e outros danos integralmente. De acordo com a legislação brasileira, somos, 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 podemos ser considerados responsáveis 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 Sistema Elétrico, tal fato poderá acarretar efeito substancial e adverso na condução dos nossos negócios, nos nossos resultados operacionais e na nossa condição financeira. Nossa cobertura de seguro pode não ser suficiente para cobrir eventuais perdas. Para as empresas com operação ativa, mantemos 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. Também contamos 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. Nossas apólices de seguro podem não ser suficientes para cobrir totalmente todas as responsabilidades em que podemos incorrer no curso habitual dos nossos negócios. Além disso, pode ser que não sejamos capazes de obter, no futuro, seguro nos mesmos termos que os atuais. Os resultados das nossas operações 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. PÁGINA: 22 de 404

29 4.1 - Descrição dos fatores de risco Nossas obrigações relativas a fundos de pensão podem ser maiores do que estimamos atualmente e, como resultado, pode ser que sejamos obrigados a fazer contribuições adicionais aos planos de pensão dos nossos funcionários. Em 31 de março de 2011, nossa obrigação atuarial, atualizada a partir da avaliação atuarial realizada na data-base de 31 de dezembro de 2010, demonstrou que nos planos de pensão do tipo Benefício Definido, o valor presente das obrigações atuarias, líquido do valor justo dos ativos apresentou saldo negativo na EDP Bandeirante no valor de R$109,5 milhões e saldo positivo na EDP Escelsa no valor de R$ 95,8 milhões. No entanto, se os pressupostos atuariais que adotamos mostrarem-se incorretos, ou em caso de reduções nas taxas de juros por longos períodos de tempo, reduções dos valores de mercado dos títulos mantidos pelos planos ou de outras adversidades, o déficit atuarial dos nossos planos pode aumentar, afetando, com isso, as previsões de tempo e aumentando o nível das contribuições em dinheiro que precisamos fazer aos planos dos nossos funcionários, o que poderá causar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. Medidas governamentais destinadas a controlar a aquisição de propriedades rurais por estrangeiros poderão restringir o desenvolvimento dos nossos negócios e operações. 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 já possuirmos 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. Também poderemos nos ver obrigados 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. Poderemos 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 em nossos negócios e operações, além de resultar em efeitos adversos em nossos resultados futuros b) Com relação à sua controladora, direta ou indireta, ou grupo de controle Os interesses dos nossos acionistas controladores podem entrar em conflito com os interesses dos investidores. Os nossos acionistas controladores têm poderes para, entre outras coisas, eleger a maioria dos membros do nosso 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 PÁGINA: 23 de 404

30 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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. Nosso 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 de nossos acionistas minoritários. Além disso, é possível que o cancelamento da negociação de nossas ações no Novo Mercado ocorra por motivos alheios à nossa vontade. Podemos, 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. Nossa saída do Novo Mercado não implicará a perda da nossa 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 nosso poder de decisão, dos nossos 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. 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 nosso Estatuto Social 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 nossos acionistas em qualquer exercício fiscal se o nosso 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 À exceção dos riscos indicados no item 4.1. letra (b) acima, acreditamos não haver outros riscos relevantes relacionados a nossos acionistas. d) Com relação às suas controladas ou coligadas PÁGINA: 24 de 404

31 4.1 - Descrição dos fatores de risco Risco de Crédito de Controladas Nós estamos expostos 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. Além disso, garantimos 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. 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. Somos uma sociedade de participação (holding), de modo que nossa receita constitui-se, quase que exclusivamente em distribuições de nossas controladas na forma de dividendos e juros sobre capital próprio. Algumas das nossas 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 nossas controladas concessionárias de fazer distribuições a nós. 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 Não há riscos dignos de menção associados aos fornecedores. f) Com relação aos seus clientes Favor ver o fator de risco A nossa capacidade de receber pagamentos devidos por nossos clientes poderá ser prejudicada caso sua capacidade de pagamento se deteriore indicado no item 4.1. a deste Formulário de Referência. g) Com relação aos setores da economia nos quais atuamos 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. Tendo em vista que as atividades de nossas controladas são reguladas, os fatores de risco referentes aos nossos segmentos de atuação estão indicados no subitem h abaixo, relacionado a riscos de regulação. h) Com relação à regulação dos setores em que atuamos Eventuais alterações na regulamentação do setor elétrico podem afetar de maneira adversa as empresas do setor de energia elétrica, inclusive os nossos negócios e os nossos resultados. PÁGINA: 25 de 404

32 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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 nossos negócios, 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 setor 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 então 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. 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 nossos negócios; (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. Não podemos assegurar as políticas que serão adotadas pelo Governo Federal no futuro e em que medida tais definições poderão afetar os nossos resultados operacionais. Caso nós sejamos obrigados a proceder de maneira substancialmente diferente daquela estabelecida em nosso plano de negócio, nossos resultados financeiros e operacionais poderão ser adversamente afetados. Estamos sujeitos a numerosas leis e regulamentações de segurança, saúde e meio ambiente que podem ficar mais rigorosas no futuro e resultar em mais responsabilidades e mais dispêndios de capital. Nossas atividades de geração, transmissão e distribuição estão sujeitas a uma rigorosa legislação de segurança, saúde e meio ambiente nas esferas Federal, Estadual e Municipal, como também à fiscalização das agências governamentais responsáveis pela implementação desta legislação e políticas correlatas. Esta legislação requer que nós, entre outras coisas, obtenhamos licenças ambientais para a construção de novos empreendimentos ou para a instalação e operação de novos equipamentos necessários para nossas atividades. As regras são complexas e podem mudar com o tempo, dificultando ou até mesmo impossibilitando a nossa capacidade 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 nós, no caso de não cumprirmos a 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 nós e nossos 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. PÁGINA: 26 de 404

33 4.1 - Descrição dos fatores de risco Alterações nas leis e regulamentos ambientais podem afetar de maneira adversa os negócios das empresas do setor de energia elétrica, inclusive a nós. 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/ou desde 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 nossos negócios e resultados. 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 nossos negócios e resultados. Consumidores usuários de nossa rede da Companhia deixar de utilizá-la. Parte significativa da nossa receita operacional líquida é proveniente do pagamento da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição TUSD ( TUSD ) pela utilização de nossas redes por geradores consumidores livres e especiais situados em sua área de concessão. Se tais consumidores livres conectarem-se diretamente à Rede Básica, sofreremos uma perda de faturamento. Não podemos assegurar que nossos maiores clientes consumidores livres 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 nossos resultados operacionais. 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 nossos resultados operacionais poderão ser adversamente afetados na medida em que a TUSD não seja adequadamente reajustada pela ANEEL. A ocorrência de danos ambientais envolvendo nossas atividades pode nos sujeitar ao pagamento de substanciais custos de recuperação ambiental e indenizações, que podem afetar negativamente os nossos negócios e o valor de mercado dos valores mobiliários de nossa 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 nossos valores mobiliários. Apesar de não haver previsão expressa em lei, a doutrina majoritária entende que a pretensão reparatória do dano ambiental não está sujeita á prescrição. PÁGINA: 27 de 404

34 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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 nossos negócios e resultados. O setor elétrico brasileiro, cuja matriz energética é muito concentrada na geração hidrelétrica de energia, que representou 71,2% da capacidade disponível no SIN em 31 de dezembro de 2010, 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 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 podemos assegurar que períodos com médias pluviométricas baixas ou extremamente baixas não afetarão adversamente o nosso resultado operacional 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 nossos negócios, nos nossos resultados operacionais e na nossa condição financeira, bem como no valor de mercado dos valores mobiliários de nossa emissão. A energia assegurada 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 Energia Assegurada. 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 Energia Assegurada, mediante mecanismo de compensação da energia efetivamente gerada. A Energia Assegurada relativa a cada usina participante do Mecanismo de Realocação de Energia ( MRE ) constituirá o limite de contratação para os geradores 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 energia assegurada, até 31 de dezembro de Não temos como garantir que a Energia Assegurada de usinas hidrelétricas não será reduzida a partir de 2015, e que nosso resultado não será adversamente afetado na medida em que a Energia Assegurada das usinas seja reduzida. PÁGINA: 28 de 404

35 4.2 - Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco 4.2. Expectativas de redução ou aumento na exposição a riscos relevantes: Os principais riscos aos quais os nossos negócios e operações estão sujeitos são periodicamente mapeados, identificados e têm seu respectivo impacto mensurado com o apoio de metodologias e ferramentas desenvolvidas para cada tipo de risco. A partir desse diagnóstico, implementamos ações específicas para a sua mitigação ou eliminação, via mecanismos de defesa ou planos de contingência. Em 2010, revisamos e atualizamos todos os riscos corporativos aos quais nos consideramos sujeitos, assim como o seu impacto e probabilidade e, em 2011, está em andamento um novo projeto de controle de riscos. Sempre que os riscos ultrapassam os limites que estabelecemos a partir do nosso planejamento, as áreas operacionais mais próximas da atividade afetada preparam propostas de ações mitigadoras, visando minimizar eventuais prejuízos. Nosso objetivo com a adoção dessas medidas de controle é de monitorar o desenvolvimento da nossa operação, auxiliando na identificação e gerenciamento das origens de riscos das mais diversas fontes negócio, bem como assessorando no monitoramento contínuo da aderência dos objetivos de negócio às políticas, às leis e às regulamentações vigentes e ao grau de exposição aos riscos. Na data deste Formulário de Referência, não possuíamos expectativa de redução ou aumento na exposição a riscos relevantes. PÁGINA: 29 de 404

36 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 4.3. Processos judiciais, administrativos e arbitrais em que a Companhia ou suas controladas são partes, são relevantes para seus negócios e não estão sob sigilo: (em milhares de reais, exceto quando indicado). Nós e nossas controladas somos parte em diversos processos administrativos, judiciais e arbitrais envolvendo tributos, obrigações trabalhistas, responsabilidade civil, ambiental e regulatória, dentre outros. Em 31 de março de 2011, o valor consolidado dos processos em que nós e nossas controladas figurávamos como parte representava uma contingência relacionada a ações judiciais, processos administrativos, arbitrais, autuações regulatórias e imobiliárias cuja probabilidade de perda é possível e provável de aproximadamente, R$864,4 milhões, dos quais R$153,4 milhões encontravam-se provisionados. A classificação da probabilidade de perda relacionada aos processos que envolvem nós ou nossas controladas levam em conta o prognóstico de perda provável, possível ou remoto, com base na análise dos fatos alegados na peça processual inicial, dos argumentos que serão deduzidos na defesa contra o pleito deduzido considerando a situação fática e de direito, da posição jurisprudencial dominante em casos análogos, a opinião dos advogados internos e externos responsáveis pela condução de cada processo e do andamento processual verificado em cada processo. Os valores a serem provisionados são determinados com base nos valores efetivamente envolvidos e no parecer dos advogados externos e internos responsáveis pela condução dos processos, sendo que somente são provisionados os valores relativos aos processos considerados como sendo de perda provável. Tendo em vista o método de provisionamento descrito acima, o valor provisionado por nós e por nossas controladas em relação a cada processo tende a coincidir com o valor das despesas ou perdas que nós e nossas controladas venham a efetivamente incorrer, mas isto pode não necessariamente acontecer em virtude da liberdade interpretativa que cada juiz tem ao analisar a ação. Destacamos que a EDP Bandeirante possui diversos processos de natureza cível, tributária e trabalhista, os quais nós e a EDP Bandeirante entendemos ser de expectativa de perda remota, nos quais os valores não estão inseridos no valor total das contingências demonstrado a seguir, em função da natureza subjetiva dos pedidos a eles relativos, e nós e a EDP Bandeirante estimamos não representar contingência relevante. Os litígios mais relevantes para os nossos negócios e de suas controladas, assim considerados aqueles que tenham em sua pretensão, ainda que dissonante do entendimento majoritário, valor superior a R$10 milhões ou que tenham potencial de dano a nossa imagem, e que estejam classificados como possível ou provável são descritos abaixo: Processos de natureza Cível, Arbitral e Regulatória As empresas do nosso conglomerado figuram como parte em diversos processos judiciais e administrativos que versam sobre matéria cível, arbitral e regulatória, os quais, em 31 de março de 2011, representavam contingências relacionadas a ações cuja probabilidade de perda é possível ou provável de aproximadamente R$253,00 milhões, dos quais R$66,8 milhões encontravam-se provisionados. De uma maneira geral, os processos de natureza cível envolvem indenizações decorrentes de acidentes com terceiros, suspensão do fornecimento de energia elétrica, medidas envolvendo o racionamento de energia, furto de energia, indenizações por danos a equipamentos, questionamentos relativos à cobrança, planos econômicos, entre outros. Além disso, as concessionárias controladas por nós, de acordo com as suas atividades, figuram como parte em processos que versam sobre: (i) desapropriações e servidões administrativas; (ii) validade dos critérios adotados para cálculo dos valores cobrados a título de iluminação pública e respectiva devolução dos valores cobrados indevidamente; (iii) questionamentos relativos à cobrança de valores advindos de PÁGINA: 30 de 404

37 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes constatação de supostas fraudes, ou defeitos no medidor de energia; (iv) cobrança de custos com linha de transmissão; (v) indenização pela cobrança retroativa de valores e de faturas em um mesmo mês; (vi) cobrança conjunta, na conta de energia, de valores de natureza diversa; (vii) a revisões tarifárias, inclusive a que criou a Tarifa Mínima, ou Tarifa Social ; (viii) contendas contratuais; (ix) indenizações devidas ao alagamento decorrente da instalação da UHE Lajeado; (x) devolução dos valores advindos do encargo do custo de energia emergencial; (xi) pleitos requerendo a universalização dos serviços de fornecimento de energia; e (xii) indenizações por oscilação de energia. EDP Bandeirante Processo nº: a) Juízo Fórum CENTRAL DE SÃO PAULO - JOÃO MENDES JUNIOR - 32ª VARA CÍVEL da Comarca de SÃO PAULO b) Instância 3ª Instância c) Data de instauração d) Partes do processo Autora: WHITE MARTINS S/A. Ré: Bandeirante Energia S.A. e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver R$ ,65 A Companhia figura como Ré na Ação Ordinária proposta em pela WHITE MARTINS S.A., alegando a ilegalidade da cobrança efetuada pela Companhia, no período compreendido entre fevereiro/86 e novembro/86, pugnando pela declaração de nulidade das portarias 38/86 e 45/86 editadas pelo DNAEE, as quais foram alegadamente utilizadas para a majoração das tarifas de consumo de energia elétrica. A demanda foi julgada procedente e confirmada em segundo grau, mediante Acórdão proferido em A Companhia interpôs Recursos Extraordinários e Especiais, a fim de atacar a decisão desfavorável. Foi negado provimento ao Recurso Especial pelo Superior Tribunal de Justiça, restando pendente de julgamento o Recurso Extraordinário perante o Supremo Tribunal Federal. Provável Processo considerado relevante unicamente pelo montante envolvido ser acima de R$ 10 milhões. Não há discussão de tese jurídica, nem risco de precedente. R$ ,65 Processo nº: a) Juízo Fórum Central do Rio de Janeiro - 10ª Vara Cível da Comarca de Rio de Janeiro b) Instância 2ª Instância c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: White Martins S.A. Ré: Bandeirante Energia S.A. R$ ,52 A Bandeirante Energia S.A. figura como Ré na Ação Ordinária proposta pela WHITE MARTINS S.A. e pela WHITE MARTINS GASES INDUSTRIAIS S.A., alegando a ilegalidade da cobrança efetuada pela Bandeirante Energia S.A., no período compreendido PÁGINA: 31 de 404

38 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes entre março/86 e novembro/86, referente a uma tarifa majorada dos consumidores industriais, sustentada pela Portaria 45 do DNAEE e pleiteando a redução de 16,6% sobre o valor cobrado em razão do consumo de energia. A demanda foi julgada parcialmente procedente para declarar a ilegalidade dos aumentos, e, posteriormente, homologado o laudo pericial, em sede de liquidação de sentença, para arbitrar em 16,6% a redução do valor a ser cobrado pelo consumo de energia das Autoras. Contra a referida decisão, foi interposto Recurso Especial pela Bandeirante Energia S.A., o qual restou improvido. Atualmente aguarda-se o julgamento dos embargos de declaração contra o acórdão que deu provimento ao Agravo Regimental da WHITE MARTINS S.A., apreciação pelo juízo de 1º grau dos embargos de declaração contra a decisão que determinou o expurgo de 16,66% das faturas futuras da WHITE MARTINS S.A. e apreciação pelo STJ do pedido de expedição de ofício formulado nos autos da cautelar incidental para suspensão da decisão acima mencionada. Em abril de 2010, a Companhia cumpriu determinação judicial de substituição da garantia processual existente de carta de fiança para depósito judicial no montante de R$ ,52. Após, a Companhia manejou diversas manifestações e recursos obtendo a suspensão da execução do montante, até que em 08 de junho de 2011 foi autorizado o levantamento, em pagamento, dessa garantia, inobstante ainda tramitarem recursos contra essa determinação e anteriores. g) Chance de perda Provável (Possível em 31/03/2011) h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Processo considerado relevante pelo montante envolvido ser acima de R$ 10 milhões. A provisionar. Processo: a) Juízo 3ª Vara Federal da Seção Judiciária do Estado de Minas Gerais b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: ADIC Associação de Defesa de Interesses Coletivos Réus: ANEEL, Bandeirante Energia S/A e 45 outras concessionárias de energia R$ ,68 Ação civil coletiva em que se pleiteia indenização por danos materiais decorrentes de supostas inconsistências na forma de cálculo dos reajustes anuais das tarifas de energia elétrica, as quais teriam gerado diversos prejuízos aos consumidores ( Parcela A ). Requerida tutela antecipada para determinar que as concessionárias efetuassem o recálculo das tarifas de energia elétrica para os próximos meses, nos moldes do cálculo apresentado pela Autora, sob pena de multa diária de R$ ,00, ou, subsidiariamente, que depositassem em juízo as quantias em excesso. Indeferida a tutela antecipada em Apresentada Contestação em em nome da Bandeirante e outras 18 empresas. Aguarda-se a citação e apresentação de defesa das demais Rés. g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado se houver Possível Processo considerado relevante unicamente pelo valor da causa ser acima de R$ 10 milhões. Em virtude da tese inédita, o ressarcimento das diferenças supostamente devidas aos consumidores não pode ser estimado, neste momento, nem o risco de sucesso da demanda. Não há Investco PÁGINA: 32 de 404

39 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: 2968/2002 a) Juízo 3ª Vara Cível da comarca de Palmas b) Instância Primeira c) Data de 08/05/2002 instauração d) Partes do processo Autor: Coltro e Coltro Ltda Réu: Investco S/A e) Valores, bens ou R$ ,98 direitos envolvidos f) Principais fatos Promoção de obras de escavação do canal para atracamento de barcaças de 250m³ de capacidade de carga e construção de acesso viário adequado com ampliação da largura da pista, duplicação da ponte sobre o Ribeirão Água Fria e construção de bueiros que suportem o tráfego intenso de caminhões pesados ou resolução em perdas e danos. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver i) Valor provisionado, se houver Realização das obras constantes no pedido e o pagamento de indenização correspondente ao período em que as atividades da empresa foram encerradas e o momento de eventual condenação. Não há Não há Processos Trabalhistas Nós e nossas controladas figuramos como parte em diversos processos judiciais que versam sobre matéria trabalhista, os quais em 31 de março de 2011, representavam contingências relacionadas a ações cuja probabilidade de perda é possível ou provável de, aproximadamente, R$ 118,3 milhões, dos quais R$ 45,7 milhões encontravam-se provisionados. De maneira geral, os processos trabalhistas em que nós e nossas controladas somos parte versam sobre horas extras, férias, Fundo de Garantia do Tempo de Serviço (FGTS), 13º salário, adicional de periculosidade, equiparação salarial, responsabilidade subsidiária envolvendo empresas prestadoras de serviços, planos de demissão voluntária e planos de aposentadoria, entre outros. Processo relevante na Escelsa: Processo: a) Juízo 11ª Vara do Trabalho de Vitória b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração 13/11/2009 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: Ministério Público do Trabalho Ré: Espírito Santo Centrais Elétricas S/A ESCELSA e Delta Eletrificações e Serviços Ltda. R$ ,21 Trata-se de ação civil pública ajuizada pelo Ministério Público do Trabalho da 17ª Região visando a condenação solidária das empresas Delta e PÁGINA: 33 de 404

40 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Processo: Escelsa no pedido de (i) dano moral coletivo decorrente de violação de direito transindividual de ordem coletiva por infração às normas de saúde e segurança do trabalho referentes a instalações e serviços em eletricidade e (ii) obrigação de fazer e não fazer em relação ao cumprimento das normas de saúde e segurança referentes a instalações e serviços em eletricidade. O processo foi julgado parcialmente procedente, condenando a Delta a pagar indenização por dano moral coletivo no valor de R$ ,00 e a Escelsa no valor de R$ ,00, além de cumprir obrigações de fazer e não fazer relacionadas a algumas normas de saúde e segurança do trabalho, sob pena de multa de R$ ,00 em caso de descumprimento. Aguarda-se envio dos autos ao Tribunal Regional do Trabalho para julgamento dos recursos ordinários interpostos pelas partes. Eventual pagamento de indenização superior ao montante de R$ 10 milhões. Não há Processos Tributários O valor dos processos administrativos e judiciais, que versam sobre matéria tributária, totalizava, em 31 de março de 2011, aproximadamente, R$ 969,9 milhões, segundo avaliação da Companhia, suas Controladas e seus assessores jurídicos, sendo que apenas R$ 11,6 milhões referem-se a diversos processos classificados como perda provável e o restante a ações cuja probabilidade de perda é remota e possível. Para detalhamento das causas, foram adotados os seguintes critérios de relevância: (I) expectativa de perda possível e provável, destacam-se aquelas com valor de risco superior a 10 milhões; (II) expectativa de perda remota, foram destacadas aquelas que possuem valor de risco superior a R$ 10 milhões, que representem individualmente montante superior a 5% (cinco por cento) da contingência fiscal e que versem sobre matéria com jurisprudência não pacificada favoravelmente aos contribuintes. Também foram considerados outros fatores que pudessem influenciar na decisão de investimento. Processos Judiciais EDP Bandeirante Processo: a) Juízo Tribunal Regional Federal 3ª Região b) Instância Segunda c) Data de 09/09/1999 instauração d) Partes do Autoras: EDP Bandeirante e Eletropaulo processo Ré: União Federal e) Valores, bens R$ ,43 em 31/03/2011 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Garantia do direito à anistia concedida pelas Medidas Provisórias nºs e PÁGINA: 34 de 404

41 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver No curso do Mandado de Segurança nº (impetrado pela Bandeirante Energia e Eletropaulo, visando a discutir a constitucionalidade da COFINS), o Fisco Federal ajuizou as execuções fiscais nºs e , exigindo os valores relativos a COFINS do período de 1993 a Antes do julgamento do referido mandado de segurança, o Pleno do Supremo Tribunal Federal firmou entendimento acerca da constitucionalidade da COFINS. Diante disso, a União Federal concedeu anistia (por meio das Medidas Provisórias nºs e ) aos contribuintes que tivessem deixado de recolher tributos por entendê-los indevidos. Contudo, o Fisco Federal entendeu que a Bandeirante Energia e a Eletropaulo não teriam direito à referida anistia, fato que ocasionou o ajuizamento da Ação de Consignação em Pagamento nº , na qual foram depositados os valores objeto das execuções fiscais nºs e com o benefício da anistia. A Ação de Consignação em Pagamento foi julgada procedente, declarando extintas as execuções fiscais nºs e Há Recurso de Apelação interposto pela União Federal ainda pendente de julgamento pelo Tribunal Regional Federal da 3ª Região. Remota Pagamento do valor total exigido nas execuções fiscais Não há. EDP Enertrade Processo: a) Juízo 1ª Vara da Comarca de Belo Horizonte b) Instância Primeira c) Data de 20/10/2008 instauração d) Partes do Autor: Fazenda do Estado de Minas Gerais processo Ré: EDP Enertrade e) Valores, bens R$ ,22 em 31/03/2011 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Execução Fiscal por meio da qual a Fazenda do Estado de Minas Gerais pretende a cobrança de créditos tributários consubstanciados no auto de infração n , o qual exige o ICMS supostamente devido sobre operações de venda de energia elétrica realizadas com empresas localizadas no Estado de Minas Gerais no período compreendido entre setembro de e janeiro de Atualmente, o processo aguarda julgamento de Embargos à Execução. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há PÁGINA: 35 de 404

42 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes provisionado, se houver EDP Escelsa Processo: a) Juízo 2ª Vara das Execuções Fiscais Federais da Seção Judiciária de Vitória b) Instância Primeira c) Data de 31/08/2009 instauração d) Partes do Autora: União Federal processo Ré: EDP Escelsa e) Valores, bens ou R$ ,30 em 31/03/2011 direitos envolvidos f) Principais fatos Visa promover a cobrança de débitos de COFINS referente aos meses de março a outubro de 2001, os quais foram objeto de compensação com crédito advindo do recolhimento indevido de FINSOCIAL, conforme reconhecido à empresa na ação judicial nº e declarado nas respectivas DCTF s do período. Atualmente, o processo aguarda julgamento de Embargos à Execução. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há provisionado, se houver Processo: a) Juízo 2ª Vara das Execuções Fiscais Federais da Seção Judiciária de Vitória b) Instância Primeira c) Data de 01/02/2009 instauração d) Partes do Autora: União Federal processo Ré: EDP Escelsa e) Valores, bens R$ ,32 em 31/03/2011 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Visa promover à cobrança de débitos de PIS referente aos meses de fevereiro a julho de 2002, inscritos na dívida ativa sob o nº , bem como de débitos de COFINS referente aos meses de março a novembro de 2005, inscrito na dívida ativa sob o nº , originados em razão do não-processamento pelas autoridades fiscais das retificações das declarações fiscais da empresa, realizadas com o objetivo de refletir os ajustes na contabilização da receita decorrente da Recomposição Tarifária Extraordinária RTE, conforme Parecer COSIT nº 26/02. Atualmente, o processo aguarda julgamento de Embargos à Execução. g) Chance de Remota perda PÁGINA: 36 de 404

43 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Pagamento do valor da contingência. Não há Processo: a) Juízo 1ª Vara das Execuções Fiscais Federais da Seção Judiciária de Vitória b) Instância Primeira c) Data de 20/07/2009 instauração d) Partes do Autora: União Federal processo Ré: EDP Escelsa e) Valores, bens R$ ,43 em 31/03/2011 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Visa promover a cobrança de débitos de COFINS, referente ao mês de dezembro de 2005, inscritos na dívida ativa sob o nº , bem como de débitos de PIS referente aos meses de dezembro de 2002, julho, agosto e setembro de 2003, inscritos na dívida ativa sob o nº , originados em razão do nãoprocessamento pelas autoridades fiscais das retificações das declarações fiscais da empresa, realizadas com o objetivo de refletir os ajustes na contabilização da receita decorrente da Recomposição Tarifária Extraordinária RTE, conforme Parecer COSIT nº 26/02. Atualmente, o processo aguarda julgamento de Embargos à Execução. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há provisionado, se houver Processo: a) Juízo 4ª Vara das Execuções Fiscais Federais da Seção Judiciária de Vitória b) Instância Primeira c) Data de 21/01/2011 instauração d) Partes do Autora: União Federal processo Ré: Espírito Santo Centrais Elétricas S/A - ESCELSA e) Valores, bens R$ ,29 em 31/03/2011 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Visa a cobrança dos débitos referentes à IRPJ, CSLL, PIS, COFINS relativos aos períodos de apuração de julho/2002 a novembro/2005, bem como de Multa por PÁGINA: 37 de 404

44 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver suposto descumprimento de obrigação acessória. Os débitos encontram-se garantidos por fianças bancárias. Atualmente o processo aguarda o ajuizamento de Embargos à Execução Fiscal para discussão do mérito dos débitos. Remota Pagamento do valor da contingência. Não há Processos Administrativos EDP Energias do Brasil a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Primeira Processo: / c) Data de 07/10/2006 instauração d) Partes do Autora: Receita Federal do Brasil processo Ré: EDP Energias do Brasil S.A. e) Valores, bens R$ ,51 em 31/03/2011 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Manifestação de Inconformidade apresentada contra o despacho decisório de não-homologação de 25 (vinte e cinco) compensações tributárias efetuadas pela Magistra Participações S.A. (empresa incorporada pela EDP), utilizando-se de créditos de saldo negativo de IRPJ apurados nos anos-calendário de 1999 a Atualmente, o processo aguarda julgamento de recurso. g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Possível Pagamento do valor da contingência. Não há EDP Bandeirante a) Juízo TIT Tribunal de Impostos e Taxas b) Instância Segunda Processo: AIIM c) Data de instauração 13/12/2007 PÁGINA: 38 de 404

45 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes d) Partes do Autora: Fazenda do Estado de São Paulo processo Ré: EDP Bandeirante e) Valores, bens R$ ,05 em 31/03/2011 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Auto de infração referente a créditos de ICMS utilizados entre janeiro de 2002 a dezembro de 2003 e descumprimento a obrigações acessórias (falta de escrituração fiscal e registros magnéticos). Parte dos débitos inicialmente objeto de cobrança do Auto de Infração foram incluídos no Programa de Parcelamento Incentivado (PPI). No que se refere à parcela remanescente, em julgamento realizado em 31/03/2010, o Tribunal de Impostos e Taxas (TIT) anulou a decisão de 1º instância administrativa por ausência de fundamentação legal (a decisão anulada havia sido desfavorável à Bandeirante).. Diante disso, o processo aguarda novo julgamento em 1ª instância administrativa. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há provisionado, se houver a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Segunda Processo: / c) Data de 05/04/2007 instauração d) Partes do Autora: EDP Bandeirante processo Ré: Receita Federal do Brasil e) Valores, bens R$ ,43 em 31/03/2011 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Trata o processo administrativo de Declaração de Compensação (DCOMP), formalizada em 05 de abril de 2007, em meio físico, como retificadora de outra DCOMP. Crédito: IRPJ pago em 31/1/2002. Débitos: Estimativas de IRPJ de jun/02, jul/02, set/02, nov/02, dez/02, fev/03, mar/03, jun/03, jul/03 e ago/03 O processo aguarda julgamento de Recurso Ordinário na 2ª instância administrativa. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há. provisionado, se houver Processo: / PÁGINA: 39 de 404

46 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Segunda c) Data de 05/04/2007 instauração d) Partes do Autora: EDP Bandeirante processo Ré: Receita Federal do Brasil e) Valores, bens R$ ,53 em 31/03/2011 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Trata o processo administrativo de Declaração de Compensação (DCOMP), formalizada em 05 de abril de 2007, em meio físico, como retificadora De outra DCOMP. Crédito: CSLL paga em 28/02/2002. Débitos: Estimativa de dez/03. O processo aguarda julgamento de Recurso Ordinário na 2ª instância administrativa. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há. provisionado, se houver a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Segunda Processo: / c) Data de 05/04/2007 instauração d) Partes do Autora: EDP Bandeirante processo Ré: Receita Federal do Brasil e) Valores, bens R$ ,49 em 31/03/2011 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Trata o processo administrativo de Declaração de Compensação (DCOMP), formalizada em 05 de abril de 2007, em meio físico, como retificadora de outra DCOMP. Crédito: CSLL paga em 31/1/2002. Débitos: Estimativas de CSLL de jun/02, jul/02, set/02, dez/02, fev/03, mar/03, jun/03, jul/03 e ago/03. O processo aguarda julgamento de Recurso Ordinário na 2ª instância administrativa. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há. provisionado, se houver Processo: / PÁGINA: 40 de 404

47 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Segunda c) Data de 05/04/2007 instauração d) Partes do Autora: EDP Bandeirante processo Ré: Receita Federal do Brasil e) Valores, bens R$ ,09 em 31/03/2011 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Trata o processo administrativo de Declaração de Compensação (DCOMP), formalizada em 05 de abril de 2007, em meio físico, como retificadora de outra DCOMP. Crédito: IRPJ pago em 28/02/2002. Débito: Estimativa de CSLL de dez/03. O processo aguarda julgamento de Recurso Ordinário na 2ª instância administrativa. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há. provisionado, se houver EDP Escelsa a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Segunda c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se 15/10/2001 Autora: EDP Escelsa Ré: Receita Federal do Brasil R$ ,69 em 31/03/2011 Processo: / Compensação de débitos de PIS e COFINS com créditos de IRRF realizadas em 2001, 2002 e Ao analisar as compensações, a Receita Federal do Brasil concluiu pela insuficiência dos créditos, ocasionando a cobrança do saldo remanescente. Após decisão desfavorável em 1ª instância administrativa, foi apresentado Recurso Voluntário ao Conselho de Recursos Fiscais. Atualmente, o processo aguarda julgamento. Remota Pagamento do valor da contingência. Não há PÁGINA: 41 de 404

48 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes houver a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Primeira Processo: / c) Data de 03/11/2009 instauração d) Partes do Autor: Delegacia da Receita Federal de Vitória ES processo Ré: EDP Escelsa e) Valores, bens R$ ,14 em 31/03/2011 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Trata-se de cobrança de débito de COFINS, referente ao período de apuração de novembro e dezembro de 2004, bem como em março de 2005, decorrente do reconhecimento parcial do direito creditório em questão, homologando-se a compensação informada por meio de DCOMP e, em razão de suposta insuficiência do direito creditório reconhecido, não homologando as compensações informadas nas DCOMPs subsequentes. O despacho decisório se deu em razão da suposta falta da comprovação de quitação de parcela de estimativa de IRPJ referente a março 2003, bem como de retenções na fonte sofridas pela empresa ao longo daquele mesmo ano, valores esses que compuseram o saldo negativo de IRPJ aprovado ao final de 2003 utilizado para efetuar as compensações de COFINS ora tratadas. Atualmente, o processo aguarda decisão em 1ª instância administrativa. g) Chance de Remota perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há provisionado, se houver a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Primeira Processo: / c) Data de 19/03/2008 instauração d) Partes do processo Autor: Delegacia da Receita Federal de Vitória ES Ré: EDP Escelsa e) Valores, bens R$ ,15 em 31/03/2011 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Processo Administrativo que visa à cobrança de débitos de COFINS, referentes ao mês de janeiro/2005, em decorrência de apresentação da PERD/COMP nº informando valor de saldo negativo de IRPJ diverso ao apurado no período, o que impossibilitou a compensação. Foi apresentada manifestação de inconformidade e os autos aguardam decisão em 1ª instância administrativa. g) Chance de Possível PÁGINA: 42 de 404

49 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Pagamento do valor da contingência. Não há Processos e Inquérito Civil de Natureza Ambiental Em 31 de março de 2011, nós e nossas controladas figurávamos como parte em diversos processos judiciais e administrativos que versavam sobre matéria ambiental. As ações civis públicas não possibilitam uma estimativa de desembolso confiável, não sendo possível constituir valor provisionável para tais contingências, as quais possuem riscos de perda classificados como remotos. De uma maneira geral, os processos de natureza ambiental têm por objeto eventos interpretados pelas autoridades ambientais e/ou pelo Ministério Público como descumprimento à legislação ambiental. Processos Judiciais EDP Escelsa Processo: a) Juízo 3ª Vara Federal Cível da Seção Judiciária do Espírito Santo. b) Instância 2ª Instância - TRF 2ª Região. c) Data de 16/09/2003 instauração d) Partes do Autor: Ministério Público Federal processo Ré: Escelsa e) Valores, bens ou Não Estimável direitos envolvidos f) Principais fatos Foi ajuizada ação civil pública questionando o fornecimento de energia em áreas de preservação ambiental (terras devolutas). Em setembro de2009, foi proferida sentença julgando parcialmente procedente a pretensão do Ministério Público Federal, extinguindo o feito com resolução do mérito, nos termos do art. 269, I, do CPC, para determinar à Escelsa que consulte a GRSPU/ES antes de efetivar ligações de energia elétrica em unidades consumidoras em todos os casos em que o pedido de ligação for relativo a locais que se situem em zonas de praia ou a menos de 33 metros do limite atual da linha do mar, bem como mantendo a antecipação dos efeitos da tutela anteriormente deferida. A GRSPU/ES terá o prazo de 15 (quinze) dias para responder à consulta da Escelsa. Caso a GRSPU/ES informe que o requerente pretende a instalação de energia em área irregularmente ocupada, a Escelsa não efetivará a ligação, a menos que a GRSPU/ES a autorize expressamente. Caso seja ultrapassado o prazo de 15 (quinze) dias sem resposta da GRSPU/ES, a Escelsa poderá efetivar a ligação. A determinação não se aplica à cidade de Vitória e às cidades nas quais o GRSPU/ES delimitou os "terrenos de marinha". Com relação a estas, a GRSPU/ES deverá fornecer à Escelsa as plantas indicativas das áreas de marinha e somente poderá efetivar a ligação de energia elétrica no âmbito destas áreas caso o requerente apresente a PÁGINA: 43 de 404

50 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: autorização da União, nos termos do art. 29, II, da resolução no. 456/2000 da ANEEL. Com base no disposto no art. 84, 4º, da Lei 8078/90, o juiz fixou multa de R$ 1.000,00 (mil reais) para cada ato de descumprimento desta decisão. Atualmente, os autos aguardam julgamento de Recurso de Apelação no TRF 2ª Região. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Entendemos que o impacto do processo em tela se restringe ao eventual descumprimento da decisão acima referenciada, incidindo a multa especificada na decisão. Não há EDP Investco Processo: a) Juízo 1ª Vara da Justiça Federal de Palmas b) Instância Primeira c) Data de 20/10/2003 instauração d) Partes do processo Autor: Ministério Público Federal MPF Ré: Investco S/A e) Valores, bens ou R$ ,00 direitos envolvidos f) Principais fatos O MPF ingressou com a ação civil pública objetivando que a Companhia cumprisse as obrigações decorrentes da formação do reservatório da Usina Hidrelétrica Luís Eduardo Magalhães, no Estado do Tocantins, tais como a realização na limpeza completa do reservatório, do reflorestamento das áreas do seu entorno, da aquisição das Áreas de Preservação Permanente e também execução do plano ambiental de conservação e uso do entorno do reservatório. Status: O processo atualmente encontra-se em fase de produção de provas, com perícia multidisciplinar iniciada em 04/11/2010. g) Chance de perda Remota h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver A ação não determina nenhum impacto per se. Ela tem cunho fiscalizatório do desempenho das obrigações determinadas na Licença de Operação. Já houve pelo menos 2 renovações da licença de operação reconhecendo que a Investco cumpre com os programas ambientais. Não Há a) Juízo 2ª Vara Federal de Palmas b) Instância Segunda Processo: c) Data de 16/09/2003 instauração d) Partes do processo Autor: Associação Indígena AKWE-AIA Réu: Investco S/A PÁGINA: 44 de 404

51 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes e) Valores, bens ou Não estimável direitos envolvidos f) Principais fatos Trata-se de pedido de manutenção do repasse financeiro estabelecido no Programa Procambix, além de novas avaliações de impacto ambiental na área indígena. Foi proferida sentença favorável a Investco, reconhecendo o cumprimento das obrigações. O autor interpôs recurso de apelação e atualmente, aguarda-se o julgamento do recurso. g) Chance de perda Remota h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Por se tratar de questão indígena, com potencial impacto na avaliação do cumprimento das obrigações sócio-ambientais do empreendedor, esta ação é considerada relevante para o negócio. Não há Processo: 0972/2002 a) Juízo 3ª Vara da Fazenda e Registros Públicos da comarca de Palmas b) Instância Segunda c) Data de 09/05/2002 instauração d) Partes do processo Autor: Investco S/A Réu: Naturatins e) Valores, bens ou Não estimável direitos envolvidos f) Principais fatos Trata-se de suspensão da exigência constante na Medida Provisória nº /01, que determina a aquisição de área no entorno do reservatório para fins de determinação da Área de Proteção Permanente ambiental. Sentença favorável a empresa, confirmando liminar concedida para que a UHE funcione regularmente sem considerar a exigência constante na MP. Aguardando intimação do Ministério Público para posterior remessa ao Tribunal de Justiça do Estado do Tocantins, para reexame necessário. g) Chance de perda Remota h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Compra de imóveis no entorno do reservatório da UHE. Não há PÁGINA: 45 de 404

52 4.4 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores 4.4. Processos judiciais, administrativos e arbitrais em que a Companhia ou suas controladas são partes, não estão sob sigilo e cujas partes contrárias são administradores ou ex-administradores, controladores ou excontroladores ou investidores da Companhia ou de seus controladores: Nós e nossas controladas não possuímos processos judiciais, administrativos ou arbitrais cujas partes contrárias sejam nossos administradores ou ex-administradores, controladores ou ex-controladores ou investidores ou os de nossas controladas. PÁGINA: 46 de 404

53 4.5 - Processos sigilosos relevantes 4.5. Impactos em caso de perda e valores envolvidos em processos sigilosos relevantes em que a Companhia ou suas controladas são parte: (em milhares de reais, exceto quando indicado). Uma de nossas controladas possui 01 (um) processo arbitral sigiloso relevante, conforme informações abaixo: a) Valores envolvidos: b) Impactos em caso de perda R$ 35,2 milhões Desembolso e pagamento do valor envolvido PÁGINA: 47 de 404

54 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto 4.6. Processos judiciais, administrativos e arbitrais repetitivos ou conexos, baseados em fatos e causas jurídicas semelhantes, em que a Companhia ou suas controladas são partes, não estão sob sigilo e em conjunto são relevantes para seus negócios até a data de 31 de março de 2011: (em milhares de reais, exceto quando indicado). Processos de Natureza Cível, Arbitral e Regulatória Companhia a) Valores envolvidos: b) Valores provisionados: c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência: R$ 330,28 milhões Não há. As concessionárias de distribuição de energia elétrica controladas pela Companhia, a saber, EDP Bandeirante e EDP Escelsa, juntamente com outras distribuidoras, são parte em ações civis públicas ajuizadas pelo Ministério Público Federal que questiona os critérios utilizados na revisão tarifária de Não temos como estimar qual o potencial valor de perda exclusivamente de nossas concessionárias e não há provisionamento para essas ações. EDP Bandeirante a) Valores envolvidos: b) Valores provisionados: c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência: R$ 41,8 milhões R$ 41,8 milhões Destacam-se dentre os processos cíveis que envolvem a EDP Bandeirante os pedidos de restituição feitos à EDP Bandeirante dos valores pagos a título de majoração tarifária, efetuados pelos consumidores industriais em decorrência da aplicação das Portarias DNAEE n.º 38, de 27 de fevereiro de 1986 e n.º 45, de 4 de março de Plano Cruzado, que vigoraram de março a novembro daquele ano e seus reflexos. Os valores originais estão atualizados de acordo com a sistemática praticada no âmbito do Poder Judiciário. Processos Trabalhistas: Processos Judiciais EDP Bandeirante: a) Valores Neste momento não é possível a definição de valores para estes, tendo em vista os PÁGINA: 48 de 404

55 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto envolvidos: b) Valores provisionados: c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência: períodos postulados e as demais características individuais dos autores em relação às empresas. Não há Há processos trabalhistas ajuizados contra a EDP Bandeirante que envolvem sua responsabilidade por obrigações trabalhistas nos períodos posteriores a 1º de janeiro de 1998, conforme protocolo de cisão parcial da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A. e EBE - Empresa Bandeirante de Energia. Posteriormente, nos termos do Protocolo de Cisão Parcial da EBE - Empresa Bandeirante de Energia, ocorrida em 1º de outubro de 2001, a atual EDP Bandeirante e a CPFL Companhia Piratininga de Força e Luz, se tornaram responsáveis pelas obrigações correspondentes aos empregados alocados nas respectivas regiões assumidas pelas empresas, ao passo que as responsabilidades das ações corporativas são repartidas na proporção percentual determinada no respectivo protocolo de cisão. EDP Escelsa Existem diversas ações coletivas e individuais, em face da Escelsa, questionando alterações realizadas no plano de cargos e salários, entre os anos de 2002 e Apesar da existência de subsídios fático-jurídicos que geram expectativa de decisões judiciais favoráveis, caso este cenário não se confirme, será necessária a realização de desembolso em valor não-determinável neste momento, mas que pode vir a ser superior a R$10 milhões. Processos Tributários EDP Enertrade a) Valores envolvidos: b) Valores provisionados: c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência: R$ 10,2 milhões Não há Conjunto de processos administrativos que decorrem da não homologação de compensações de débitos de PIS, COFINS, IRPJ e CSLL referentes aos exercícios de 2004/2006 com débitos dos mesmos tributos. Processos Ambientais Processos Judiciais e Administrativos de cunho ambiental: Pecém a) Valores Não estimável envolvidos: b) Valores Não há provisão. provisionados: c) Prática da 03 ações civis públicas e 01 ação cautelar incidental, além de 09 procedimentos PÁGINA: 49 de 404

56 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Companhia ou Controlada que causou tal contingência: administrativos, propostos por órgãos ambientais, dentre eles: Ministério Público Federal, Defensoria Pública do Estado do Ceará e comunidades locais que, de modo geral, questionam o Licenciamento Ambiental do Complexo Industrial e Portuário Porto de Pecém, que abriga o empreendimento UTE PECEM (Usina Termelétrica movida a carvão mineral). Enerpeixe a) Valores envolvidos: b) Valores provisionados: c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência: Investco Não estimável Não há provisão. 02 ações civis públicas ajuizadas pelo Ministério Público Federal e 01 Ação Civil Pública ajuizada pelo Ministério Público Estadual, objetivando de modo geral compensações ambientais e sociais decorrentes da implantação da Usina AHE Peixe-Angical. a) Valores envolvidos: b) Valores provisionados: c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência: Não estimável Não há provisão. Existiam até o dia 31 de março de 2011, 01 Ação Civil Pública ajuizada pelo Ministério Público Federal e 03 Autos de Infração, decorrentes da implantação da usina UHE Luis Eduardo Magalhães ( UHE Lajeado ). PÁGINA: 50 de 404

57 4.7 - Outras contingências relevantes 4.7. Outras contingências relevantes não abrangidas pelos itens anteriores. (em milhares de reais, exceto quando indicado). Enersul Em decorrência do contrato de permuta de ativos celebrado entre nós e o Grupo Rede (Rede Energia S.A. e a Rede Power do Brasil S.A., em conjunto) em 18 de junho de 2008, nós nos comprometemos a indenizar o Grupo Rede por quaisquer contingências judiciais que a Empresa Energética do Mato Grosso do Sul S.A. Enersul ( Enersul ) venha a assumir, referentes a fatos geradores ocorridos antes de 11 de setembro de 2008, data de fechamento da operação. Nossa responsabilidade é limitada quantitativamente a R$100 milhões e temporalmente às contingências concretizadas em até 10 anos contados do fechamento da operação. Não estão incluídas nas limitações contratuais de responsabilidade 11 demandas específicas, elencadas em anexo próprio do termo de permuta de ativos, em montante ainda a ser apurado nos processos. Na data deste Formulário de Referência, os valores envolvidos nas ações da Enersul sob nossa responsabilidade totalizavam R$441,5 milhões, dos quais R$29,3 milhões estavam provisionados. Para informações adicionais acerca do referido contrato de permuta, favor ver item 6.5 deste Formulário de Referência. O principal processo envolvendo a Enersul é a ação civil pública ajuizada pelo Ministério Público Federal questionando os critérios utilizados na revisão tarifária de Pelo contrato de permuta firmado com Grupo Rede, somos obrigados a indenizar o Grupo Rede na hipótese de eventual condenação que a Enersul venha a sofrer nesta ação, bem como ressarcir o Grupo Rede caso tal decisão tenha como reflexo a redução de tarifas. O quadro abaixo lista os principais dados sobre essa ação: Processo: a) Juízo 4ª vara Federal da comarca de Campo Grande - MS b) Instância Segunda c) Data de 25/06/2003 instauração d) Partes do Autor: Ministério Público Federal processo Ré: Enersul - Empresa Energética de Mato Grosso do Sul e) Valores, bens ou R$ ,801,66 direitos envolvidos f) Principais fatos A ação civil pública objetiva o recálculo dos índices da revisão tarifária de 2003 e para tanto requer; I a anulação da Resolução ANEEL 167, de , a qual fixou o índice de reposicionamento tarifário da Enersul, fixando outro índice em seu lugar, utilizando-se de algum dos parâmetros arrolados na petição inicial; II condenar a União Federal a realizar auditoria especial, a ser feita pela ANEEL; III impedir que novo aumento tarifário seja autorizado pela ANEEL à Enersul, enquanto pendente a ação; IV proibir a ANEEL de utilizar-se no cálculo da tarifa de energia elétrica da Enersul custo de compra de energia elétrica de empresas do mesmo grupo econômico superiores aos menores valores pagos pela Enersul à empresas não relacionadas e V proibir que a ANEEL utilize no cálculo da tarifa o IGPM, quando este exceder em mais de um quarto a média da inflação extraída do IPC, INPC E IPCA, aplicando, nesse caso, referida média e por fim VI a condenação da Enersul a devolver a diferença, aos consumidores, eventualmente apurada. g) Chance de perda Remota h) Análise do impacto em caso de perda do processo Devolução de valores indevidamente cobrados dos consumidores, além daqueles definidos pela ANEEL. Ainda que não se possa estimar o valor envolvido no caso de procedência desta ação, a complexidade do processo de devolução, determinaria novas obrigações à companhia. PÁGINA: 51 de 404

58 4.7 - Outras contingências relevantes Processo: i) Valor provisionado, se houver Não há Processos e Inquérito Civil de Natureza Ambiental Também somos parte em diversos Inquéritos Civis instaurados pelo Ministério Público Federal e Estadual por suposto descumprimento de legislação ambiental. Esses inquéritos podem resultar no ajuizamento de outras Ações Civis Públicas ou poderão culminar na assinatura de Termos de Ajustamento de Conduta ( TAC ), nos quais a Companhia assume obrigações relacionadas à compensação ambiental do eventual dano causado. Os TACs podem ser onerosos e acarretar custos não previstos durante o seu cumprimento. PÁGINA: 52 de 404

59 4.8 - Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados 4.8. Restrições impostas a emissores estrangeiros. Não aplicável, pois somos emissor nacional, temos sede no Brasil e nossas ações são custodiadas neste país. PÁGINA: 53 de 404

60 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado 5.1. Riscos de mercado a que a Companhia está exposta, inclusive em relação a riscos cambiais e a taxa de juros: (em milhares de reais, exceto quando indicado) Além dos riscos indicados no item 4.1 deste Formulário de Referência, estamos expostos a riscos de mercado decorrentes das nossas atividades envolvendo principalmente a possibilidade de mudanças nas taxas de juros, flutuações na taxa de câmbio e risco de crédito. Além disso, os principais fatores macroeconômicos que podem influenciar os nossos negócios são descritos abaixo. Risco de Taxa de Juros. Nossa dívida consolidada está sujeita a variações na taxa de juros que podem elevar o nosso custo de financiamento. Em 31 de março de 2011, o valor consolidado de nossa dívida (empréstimos, financiamentos e debêntures, de curto e longo prazo) era de R$ 3.245,9 milhões. Desse montante, 48% estão indexados à TJLP, 33% à taxa dos Certificados de Depósitos Interbancários ( CDI ), 18% a taxas pré-fixadas e 1% ao Índice Geral de Preços do Mercado ( IGP-M ). Dessa forma, a elevação da Taxa de Juros de Longo Prazo ( TJLP ), ou do CDI, ou do IGP-M pode elevar os encargos financeiros de nossa dívida. Risco de Taxas de Câmbio. Em 31 de março de 2011, 91,7% de nossa dívida (empréstimos, financiamentos e debêntures (de curto e longo prazo)), ou R$ 2.976,8 milhões, estavam denominados em reais e 8,3%, ou R$ 269,1 milhões, estavam denominados em moeda estrangeira. Dessa forma, a depreciação do Real pode elevar o custo de parte das nossas dívidas. Risco de crédito. Nosso risco de crédito configura-se, principalmente pelas atividades desenvolvidas pelas nossas controladas Bandeirante Energia S.A. ( EDP Bandeirante ) e Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. Escelsa ( EDP Escelsa ), decorrente do faturamento a receber de consumidores. Adicionalmente, parte dos valores a receber relativos às transações de venda, compra de energia e encargos de serviço do sistema, realizados no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, está sujeita a modificação dependendo de decisão de processos judiciais em andamento, movidos por algumas empresas do setor, relativos à interpretação das regras do mercado. O acompanhamento dos processos judiciais é efetuado e gerenciado pela CCEE. O risco envolvido é de R$ 168 milhões, referente ao saldo da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa em 31 de março de 2011, dos quais R$ 14 milhões são provisões relacionados às transações no âmbito da CCEE, sendo basicamente R$ 10 milhões relativos à época do racionamento vigentes de junho de 2001 a fevereiro de Nosso risco de crédito não impacta em nossas demonstrações financeiras, mas pode afetar negativamente nosso caixa, constituindo-se, portanto, no risco de não receber os valores acima mencionados. Nossa provisão pode não ser suficiente para refletir nossas perdas decorrentes do risco de crédito acima mencionado. Risco de emissão de novos pronunciamentos e interpretações, assim como alteração e ou/atualização dos pronunciamentos já existentes pelo IASB (International Accounting Standard Board) e CPC (Comitê de Pronunciamentos Contábeis). A entrada em vigor de novos pronunciamentos contábeis e interpretações, assim como de alteração e ou/atualização dos pronunciamentos já existentes, pelo IASB (International Accounting Standard Board) e CPC (Comitê de Pronunciamentos Contábeis), podem produzir impactos relevantes nas nossas demonstrações financeiras da Companhia, com possível efeito em nosso resultado contábil, incluindo possíveis impactos nas bases de distribuição de dividendos e podem ainda afetar adversamente o cumprimento de índices financeiros relativos a contratos de financiamento. Porém, tais impactos só são passíveis de mensuração no momento de adoção dos mesmos. PÁGINA: 54 de 404

61 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado Além dos riscos de mercado dispostos acima, a Companhia está sujeita aos seguintes riscos macroeconômicos: O Governo Federal exerceu e continua a exercer influência significativa sobre a economia brasileira. Esta influência, bem como as condições políticas e econômicas brasileiras, pode afetar adversamente as nossas atividades. A economia brasileira tem sido marcada por frequentes, e por vezes significativas, intervenções do Governo Federal, que regularmente modifica as políticas monetárias, de crédito, fiscal e outras. As ações do Governo Federal para controlar a inflação e efetuar outras políticas envolveram no passado, entre outras, aumentos nas taxas de juros, mudanças na política fiscal, controle de preço, desvalorização da moeda, controles no fluxo de capital e determinados limites sobre as mercadorias e os serviços importados. Não temos controle e não podemos prever quais medidas ou políticas o Governo Federal poderá adotar no futuro. Nossos negócios, nossa condição financeira e os resultados das nossas operações podem ser adversamente afetados em razão de mudanças na política pública em nível federal, estadual e municipal, referentes a tarifas públicas e controles de câmbio, bem como de outros fatores, tais como: taxas de juros; controle no câmbio e restrições a remessas ao exterior; variações nas taxas de câmbio; inflação; liquidez no mercado doméstico financeiro e de capitais e mercado de empréstimos; política fiscal e regime tributário, incluindo alterações na legislação tributária e trabalhista; e medidas de cunho político, social e econômico que ocorram ou possam afetar o Brasil. Um exemplo recente de modificação legal foi o aumento de IOF/Câmbio sobre os contratos de crédito no exterior com prazo de pagamento inferior a 720 dias. Tais contratos passaram a pagar 6,00%, desde 07 de abril de A incerteza quanto à implementação de mudanças por parte do Governo Federal nas políticas ou normas que venham a afetar esses ou outros fatores no futuro pode contribuir para a incerteza econômica no Brasil. Sendo assim, tais incertezas e outros acontecimentos futuros na economia brasileira poderão prejudicar as nossas atividades e nossos resultados operacionais. Esforços do governo para combater a inflação podem retardar o crescimento da economia brasileira e prejudicar os nossos negócios. No passado, o Brasil sofreu taxas de inflação extremamente altas e, consequentemente, adotou políticas monetárias que resultaram em uma das maiores taxas reais de juros do mundo. Entre 2004 e março de 2011, a taxa de juros do Sistema Especial de Liquidação e Custódia ( SELIC ) variou entre 19,77% e 8,64% ao ano. A inflação e as medidas adotadas pelo governo brasileiro para combatê-la, principalmente por meio do Banco Central do Brasil, tiveram e podem voltar a ter efeitos consideráveis sobre a economia brasileira e sobre os nossos negócios. As rigorosas políticas monetárias com altas taxas de juros podem restringir o crescimento do Brasil e a disponibilidade de crédito. De modo inverso, políticas governamentais e monetárias mais brandas e a diminuição das taxas de juros podem desencadear aumentos das taxas inflacionárias e, em consequência, a volatilidade do crescimento e a necessidade de súbitos e significativos aumentos das taxas de juros. Além disso, podemos não ter condições de ajustar os preços praticados para compensar os efeitos da inflação na nossa estrutura de custos. Qualquer destes fatores poderia afetar negativamente os nossos negócios. A instabilidade cambial pode prejudicar a economia brasileira, bem como a nós. Durante as últimas décadas, a moeda brasileira teve frequentes e substanciais variações em relação ao dólar americano e a outras moedas estrangeiras. Conforme dados e informações extraídos do Bloomberg, entre 2000 e 2002, o Real desvalorizou-se consideravelmente em comparação ao Dólar, chegando a uma taxa de R$3,53 por US$1,00 no final de Entre 2003 e meados de 2008, o Real valorizou-se significativamente em relação ao Dólar, impulsionado pela estabilização do ambiente macroeconômico e por um forte aumento dos investimentos estrangeiros no Brasil, com a taxa de câmbio atingindo R$1,56 por US$1,00 em agosto de No contexto da crise que atinge os mercados financeiros globais desde meados de 2008, o Real desvalorizou-se 31,9% em relação ao Dólar ao longo de 2008, alcançando a taxa PÁGINA: 55 de 404

62 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado de R$2,337 por US$1,00 no final de Em 31 de março de 2011 a taxa de câmbio era de R$1,63 por US$1,00. A desvalorização do Real em relação ao Dólar poderia criar pressões inflacionárias no Brasil e causar o aumento das taxas de juros, o que, por sua vez, poderia afetar negativamente o crescimento da economia brasileira de modo geral e prejudicar tanto a nossa situação financeira como os nossos resultados operacionais, além de restringir o acesso aos mercados financeiros internacionais e determinar intervenções governamentais, inclusive por meio de políticas recessivas. Além disso, a desvalorização do Real em relação ao Dólar poderia, como no contexto da atual desaceleração da atividade econômica, levar à redução do consumo, a pressões deflacionárias e a um menor crescimento da economia de modo geral. Por outro lado, a valorização do Real em relação ao Dólar e a outras moedas estrangeiras poderia resultar na piora da balança comercial brasileira, bem como refrear o crescimento baseado nas exportações. Conforme indicado acima neste item, mantemos operações com base na variação cambial. Dependendo das circunstâncias, a desvalorização ou a valorização do Real frente ao Dólar poderia ter um efeito adverso relevante e negativo no crescimento da economia e indiretamente afetar negativamente os nossos negócios. PÁGINA: 56 de 404

63 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado 5.2. Política de gerenciamento de riscos de mercado da Companhia, objetivos, estratégias e instrumentos: (em milhares de reais, exceto quando indicado) As principais ameaças ao desempenho dos nossos negócios são mapeadas, identificadas e tem seu impacto mensurado com o apoio de metodologias e ferramentas desenvolvidas para cada tipo de risco. Esse processo tem coordenação global e inclui um Portal de Riscos na intranet ( Portal ). O tratamento ocorre pela sua mitigação ou eliminação, via mecanismos de defesa ou planos de contingência, sempre especificados no Portal. Todos os materiais e relatórios relevantes para o acompanhamento dos riscos são cadastrados no Portal e atualizados de acordo com a periodicidade da informação. Adotamos um modelo descentralizado de gestão, em que a área de Auditoria e Risco Corporativo faz a supervisão dos riscos corporativos, estando diretamente ligada a nossa presidência, enquanto os riscos das atividades rotineiras são monitorados pelos respectivos gestores. Em 2010, todos os riscos corporativos foram revisitados e atualizados tanto na sua definição (dicionário de risco) quanto no impacto e probabilidade, trazendo uma visão consolidada e comparativa de cada risco (mapa de risco). Para 2011, um novo projeto de controle de risco está em execução cujo objetivo é detalhar os riscos identificados em 2010 de forma a ter informações suficientes para construção de indicadores de riscos em um futuro próximo. Esse processo está sendo norteado por aspectos de sustentabilidade, com o objetivo de aperfeiçoar instrumentos e manter a aderência aos princípios que conduzem a atuação do conglomerado EDP. Atende também ao Princípio da Precaução, pelo qual a ausência de absoluta certeza científica não deve ser utilizada como razão para postergar medidas eficazes e economicamente viáveis para prevenir a degradação ambiental ou danos à saúde humana. a) Riscos para os quais se busca proteção. Gerenciamento de riscos do setor elétrico Energético O cenário de oferta e demanda de energia nas diferentes regiões do País é avaliado pelas nossas Diretoria de Planejamento Energético e Gerência de Riscos Energéticos, que consideram um horizonte de cinco anos, além de analisar as variáveis macro e microeconômicas e as especificidades de cada mercado de atuação. Quando os riscos ultrapassam os limites definidos pela nossa política, preparamos um relatório de impactos e ações mitigadoras para avaliação de nossa diretoria. Esse processo é realizado com o apoio de softwares e modelos estatísticos desenvolvidos por nós. O modelo inclui a identificação, a parametrização, a avaliação e o controle do risco, com o objetivo de antecipar potenciais impactos sobre as áreas de distribuição, geração e comercialização, de forma a prepará-las para assegurar o fornecimento de energia, ampliar a receita e minimizar eventuais prejuízos. Regulatório Com atividades de distribuição, transmissão e geração reguladas e fiscalizadas pela ANEEL, os principais riscos regulatórios são representados pelas revisões tarifárias e investimentos determinados pelo órgão regulador. Mantemos uma área de Estratégia Regulatória, que centraliza o relacionamento com a ANEEL e acompanha o cumprimento das obrigações estabelecidas nos contratos de concessão e legislação pertinente. Hidrológicos Formados basicamente por hidrelétricas, os ativos de geração tem sua operação influenciada por condições de clima e regime de chuvas. Além disso, a receita da venda é vinculada à energia assegurada, cujo volume, determinado pelo órgão regulador, integra o contrato de concessão. A mitigação desse risco se dá pelo Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) aplicado a todas as usinas integradas ao sistema elétrico nacional. Gerenciamento de Riscos da Companhia Operacionais Estamos implementando um Plano de Gestão de Crise que engloba vários cenários, tais como interrupção de fornecimento de eletricidade, acidentes de trabalho, greves, desastres naturais, colapso de tecnologia de informações e telecomunicações, pandemias, além de um plano de comunicação e um modelo de governança para a gestão de crise. O plano foi elaborado pelo nosso Comitê de Segurança e Gerenciamento de Crise, instância criada em 2008 com o objetivo de gerir de PÁGINA: 57 de 404

64 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado forma integrada os assuntos relacionados à nossa segurança global. Suas responsabilidades incluem, dentre outras, transmitir a visão estratégica de segurança, avaliar a abrangência dos requisitos de segurança, garantir a conscientização das pessoas e analisar incidentes, dentre outras. Nas distribuidoras, os Centros de Operação de Sistema (COS) podem ser operados remotamente a partir de qualquer unidade, de forma a minimizar riscos operacionais. Tanto a EDP Bandeirante, quanto a EDP Escelsa têm implementado um Plano de Atendimento às Emergências (PAE) com medidas de prevenção e combate a incêndio, mitigação de impactos à segurança de pessoas e à integridade de máquinas e equipamentos, assim como prevenção ambiental. No âmbito do PAE, a Enerpeixe S.A. fez simulação de combate a incêndio no transformador, um dos 20 cenários definidos como significantes. Na Energest S.A., contrataram-se serviços para elaboração de Planos de Contingência e Emergência das Usinas Hidrelétricas Suíça e Mascarenhas e das Pequenas Centrais Hidrelétricas ( PCHs ) São João e Rio Bonito. Financeiros As decisões sobre ativos e passivos financeiros são orientadas por uma Política de Gestão de Riscos Financeiros, que estabelece condições e limites de exposição a riscos de mercado, liquidez e crédito. A política determina níveis de concentração de aplicações em instituições financeiras de acordo com o rating do banco e o montante total das aplicações do Grupo EDP no Brasil, de forma a manter uma proporção equilibrada e menos sujeita a perdas. Nossa política de gestão de riscos financeiros nos proíbe de negociar contratos de derivativos além de valores relacionados a hedge de dívida em moeda estrangeira, para travar o risco de variações cambiais. Em 31 de março de 2011, os compromissos em moeda externa referiam-se basicamente a duas operações (financiamento para as obras da termelétrica de Pecém de 2009 e empréstimo do BID contraído pela EDP Bandeirante em 2004) e representavam 8,3% do nosso endividamento consolidado, sendo 99,7% protegidos por hedge cambial. Essa política também prevê prazos para vencimento e liquidação de compromissos, evitando, assim, a concentração de compromissos em um mesmo período. Semanalmente, é apresentado à Diretoria um relatório sobre posição de caixa e aplicações financeiras, discriminando as operações de acordo com a política de riscos e as contrapartes. No gerenciamento desses riscos, utilizamos ferramentas como o Risk Control, para cadastro e monitoramento de todas as posições, e VaR (Value at Risk) para quantificar a exposição ao risco. Mercado Esse risco engloba inadimplência dos clientes, Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), perdas não técnicas e variação nos preços de energia. Sua mitigação inclui ações de combate a perdas, regularização de ligações clandestinas e a atuação das distribuidoras em regiões com atividades econômicas e características próprias. Ambientais Abrangem o risco de não cumprimento das condicionantes do licenciamento ambiental e de exposição a desastres naturais. Todos os empreendimentos e atividades de geração e distribuição são executados de acordo com a Política de Sustentabilidade do conglomerado EDP e a Política Integrada de Meio Ambiente, Saúde e Segurança, que dispõem sobre o compromisso de preservação do meio ambiente. b) Estratégia de proteção patrimonial (hedge). Uma vez identificados os riscos a serem mitigados, buscamos junto ao mercado o instrumento que melhor atenderá à demanda, e assim efetua-se a contratação do hedge. Dado que nossas receitas são todas em Real, possuímos uma política de gestão de riscos financeiros para contratação de hedge para minimizar qualquer exposição à oscilação de taxa de câmbio. Em 31 de março de 2011 apenas 0,3% da nossa dívida em moeda estrangeira não estava hedgeada. Devido nossa exposição a divida indexada além do Real ser majoritariamente hedgeada, o impacto direto em nossos negócios advindos de oscilações na paridade do Real com outra moeda é imaterial. Quanto à decisão do instrumento, consideramos (i) a nossa situação de liquidez; (ii) nossa condição de crédito junto ao mercado financeiro; e (iii) o cenário de mercado. A cotação do hedge, independentemente do instrumento ocorre levando-se sempre em conta os seguintes aspectos (i) análise de crédito da contraparte; (ii) covenants existentes nos contratos financeiros celebrados por nós e por nossas controladas; e (iii) spread da instituição financeira PÁGINA: 58 de 404

65 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado c) Instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge). Utilizamos os seguintes instrumentos: Swaps, Dólar Futuro, NDFs (Non Deliverable Fowards), Calls, Puts, Collars e apólices de seguros. d) Parâmetros utilizados para o gerenciamento destes riscos. Estabelecimento da moeda funcional da Companhia (Real BRL); Estabelecimento do horizonte de tempo a ser monitorado. Este é um ponto de extrema importância, pois há uma relação de risco versus disponibilidade de instrumentos de proteção. Caso haja dívidas de longo prazo (superior a dois anos) pode haver dificuldades na estruturação de operações de hedge com custos aceitáveis. Por outro lado, a limitação do prazo de avaliação pode representar a assunção de riscos significativos para os fluxos de caixa mais longos. Atualmente, nossas análises consideram o horizonte completo do endividamento; Estabelecimento de procedimentos para marcação a mercado; Estabelecimento de procedimentos e parâmetros para cálculo de risco (VaR, TH=10 dias úteis, IC=95%); Estabelecimento de limites de VaR. Atualmente, nossas análises consideram um limite máximo de 8,5%, com alerta em 5,0%); Estabelecimento de cenários de estresse - Atualmente, nossas análises consideram os cenários de estresse da BM&FBOVESPA, atualizados mensalmente; Estabelecimento da periodicidade de avaliação de risco (semanal); e Avaliação anual de ativos para cobertura de seguros. e) Instrumentos financeiros operados pela Companhia com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge) e quais são os objetivos. Em 31 de março de 2011, possuíamos R$ 2.090,5 milhões em empréstimos e financiamentos de longo prazo e R$ 373,0 milhões em empréstimos e financiamentos de curto prazo. No mesmo período, o saldo da conta de debêntures era de R$ 144,6 milhões no curto e R$ 637,8 milhões no longo prazo. A Bandeirante Energia S.A. e a Porto do Pécem Geração de Energia S.A., empresas do nosso conglomerado, realizaram operações de swap de forma a mitigar o risco de variação de câmbio, sendo que o saldo da dívida consolidado com proteção cambial totaliza R$ 268,4 milhões ou 99,7% da dívida da Companhia em moeda estrangeira está vinculada a contratos de hedge cambial, resultando em uma exposição líquida de 0,3%. A controlada Porto do Pécem Geração de Energia S.A. contratou US$327 milhões junto ao Banco Inter-americano de Desenvolvimento, dos quais já desembolsou o valor de US$319 milhões. Caso houvesse qualquer alteração nas taxas de câmbio, o valor do passivo sofreria alteração porém, o fluxo de caixa está hedgeado contra variação cambial. Não mantemos quaisquer operações, contratos, obrigações ou outros tipos de compromissos em empresas não consolidadas ou outras operações passíveis de gerar um efeito relevante, presente ou futuro, na nossa situação financeira e mudanças na nossa situação financeira, receitas ou despesas, resultados operacionais, liquidez, gastos com capital ou recursos de capital, não registradas no balanço patrimonial. f) Estrutura organizacional de controle de gerenciamento de riscos. Possuímos e seguimos uma Política de Gestão de Riscos e nossa área de Auditoria e Risco Corporativo atua como um facilitador do processo de Gestão de Riscos, auxiliando na identificação e gerenciamento das origens de riscos de negócio, bem como assessorando no monitoramento contínuo da aderência dos objetivos de negócio às políticas, às leis e às regulamentações vigentes e ao grau de exposição aos riscos. Deve prover, de forma integrada, o monitoramento da gestão de riscos desenvolvida nas áreas corporativas e unidades de negócio, garantindo aderência dos processos e controles internos às normas nacionais e internacionais, e agregando valor aos negócios através da consolidação de políticas e estratégias alinhadas com o planejamento de nossos negócios. A área de Auditoria e Risco Corporativo reporta-se diretamente a nossa Presidência. PÁGINA: 59 de 404

66 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado Também possuímos e seguimos a Política de Gestão de Riscos Financeiros, que orienta em relação a transações e requer a diversificação de transações e contrapartidas. Nos termos dessa política, a natureza e a posição geral dos riscos financeiros é regularmente monitorada e gerenciada pela Diretoria Financeira, a fim de avaliar os resultados e o impacto financeiro no fluxo de caixa. Também são revistos, periodicamente, os limites de crédito e a qualidade do hedge das contrapartes. Nos termos dessa política, os riscos de mercado são protegidos quando é considerado necessário suportar a estratégia corporativa ou quando se deve manter o nível de flexibilidade financeira. Para mais informações, ver o subitem 5.2. a acima. g) adequação da estrutura operacional e controles internos para verificação da efetividade da política adotada. Nosso sistema de controle interno abrange todos os processos que contribuem para assegurar razoavelmente: a confiabilidade e a integridade da informação produzida, utilizada e divulgada; o cumprimento da legislação e normas legais aplicáveis; o cumprimento das políticas, procedimentos e normas internas; a eficácia e a eficiência das operações; e a integridade e proteção do patrimônio. Para a avaliação e melhoria da eficácia dos processos, a nossa área de Auditoria e Risco Corporativo utiliza uma abordagem sistemática e disciplinada, sempre orientada para os riscos relevantes e materiais. Portanto, esta área tem como um dos seus objetivos apoiar a implementação do sistema de controle interno sobre os processos empresariais, realizando trabalhos para: promover e monitorar a implementação e a manutenção do sistema de controle interno, supervisionando a sua consistência e coerência interna e as atividades de controle realizadas nos diferentes níveis de responsabilidade da organização; assessorar e apoiar os responsáveis do controle interno, nos diferentes níveis da organização, relativamente às metodologias utilizadas; coordenar a realização de testes que suportem a avaliação do sistema de controle interno. acompanhar a implementação de ações de melhoria; e reportar a situação do sistema de controle interno e o resultado dos testes efetuados ao desenho e à eficácia dos controles. Nossa área de Auditoria e Risco Corporativo está subordinada ao presidente da companhia, sendo supervisionada pelo Comitê de Auditoria do Grupo, ao qual comunica periodicamente o exercício de suas atividades de auditoria interna. Não tem qualquer vínculo hierárquico ou funcional com as unidades auditadas, mantendo, por isso, um relacionamento de total independência organizacional. A estrutura e dimensão da área são adequadas, para alcançar os objetivos propostos e o conhecimento técnico bem como o nível de experiência dos auditores internos é suficiente para o correto e apropriado desempenho das suas funções. Portanto, através dos trabalhos da área de Auditoria e Risco Corporativo, nossa diretoria monitora e avalia a adequação das nossas operações com as políticas adotadas. Ressaltamos também que, além dos trabalhos de auditoria interna realizados para o ano de 2010, os serviços de auditoria prestados pelo auditor independente para nós contemplaram o exame da estrutura e ambiente de controles internos, que culminaram na emissão de certificação com opinião favorável e sem reservas quanto à eficácia dos nossos controles internos. PÁGINA: 60 de 404

67 5.3 - Alterações significativas nos principais riscos de mercado 5.3. Alterações significativas nos principais riscos de mercado ou na política de gerenciamento de risco em relação ao último exercício social: No último exercício social não houve alterações significativas nos principais riscos de mercado, bem como na nossa política de monitoramento de riscos. PÁGINA: 61 de 404

68 5.4 - Outras informações relevantes 5.4. Outras informações que a Companhia julga relevantes: Todas as informações relevantes relacionadas a esta Seção 5 foram discutidas nos itens anteriores. PÁGINA: 62 de 404

69 6.1 / 6.2 / Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM Data de Constituição do Emissor 24/07/2000 Forma de Constituição do Emissor Constituída sob forma de sociedades por ações País de Constituição Brasil Prazo de Duração Prazo de Duração Indeterminado Data de Registro CVM 05/07/2005 PÁGINA: 63 de 404

70 6.3 - Breve histórico 6.3. Breve histórico da Companhia: (em milhares de reais, exceto quando indicado) Somos uma sociedade de participações ( holding ), controlada pela Energias de Portugal, conglomerado de empresas com portfólio diversificado e integrado que tem como atividades gerar, distribuir e comercializar energia elétrica (o Grupo EDP ). O Grupo EDP iniciou investimentos no Brasil em 1996, adquirindo participação minoritária na Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro CERJ (atualmente denominada Ampla Energia e Serviços S.A., ou Ampla ). Em 1997, o Grupo EDP adquiriu participação de 25% na Usina Hidrelétrica Luís Eduardo Magalhães ( UHE Lajeado ) e, em 1998, adquiriu, em conjunto com a CPFL Energia S.A. ( CPFL ), o controle acionário da Bandeirante Energia S.A. ( EDP Bandeirante, então denominada EBE Empresa Bandeirante de Energia S.A.), a qual havia sido constituída no âmbito do Programa Estadual de Desestatização - PDE a partir da cisão da Eletropaulo. Em 1999, o Grupo EDP adquiriu participação no empreendimento de Lajeado, passando a deter 27,7% do capital votante da Investco S.A. ( Investco ) e direitos de comercialização de igual proporção da energia gerada pela Usina Hidrelétrica de Energia ( UHE ) Lajeado. Ainda em 1999, o Grupo EDP adquiriu 73,12% do capital total da Iven S.A. ( Iven ), sociedade detentora de 52,3% do capital da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. ( EDP Escelsa ). A EDP Escelsa detinha então o controle acionário da Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. Enersul ( Enersul ). Em julho de 2000, fomos constituídos com a denominação de EDP Brasil S.A. Os investimentos do Grupo EDPno Brasil foram sendo gradativamente transferidos para nós, que passamos a atuar como holding detentora de todos os ativos do Grupo EDP no País, com exceção da participação na Ampla, que continua sendo detida diretamente pela Energias de Portugal. Ainda em 2000, o Grupo EDP e a CPFL, então controladores da EDP Bandeirante, realizaram oferta pública para aquisição de ações da Companhia. As ações adquiridas na oferta pública, adicionadas a aquisições posteriores, elevaram a participação do Grupo EDP na Bandeirante para 54,0% do capital total. Cerca de um ano depois, o Grupo EDP participou de leilões de aproveitamento hidrelétrico, obtendo concessões para a construção de duas novas usinas: (a) Peixe Angical, localizada no Rio Tocantins, Estado do Tocantins, com capacidade instalada de 452 MW, e (b) Couto Magalhães, localizada no Rio Araguaia, na divisa entre os estados de Goiás e Mato Grosso do Sul, com capacidade instalada de 150 MW. A concessão do Aproveitamento Hidrelétrico de Peixe Angical foi outorgada a nossa controlada integral Enerpeixe S.A. ( Enerpeixe ). Já a concessão do aproveitamento hidrelétrico de Couto Magalhães foi outorgada ao Consórcio Ener-Rede Couto Magalhães, no qual detemos participação de 49%. Os 51% remanescentes são detidos pelas empresas Rede Energia S.A. e Rede Power do Brasil S.A. ( Grupo Rede ). Em outubro de 2001, o Grupo EDP e a CPFL concluíram o processo de cisão da EDP Bandeirante, com vistas à segregação do controle da companhia. Como consequência desse processo, foi criada uma nova sociedade, a Companhia Piratininga de Força e Luz, a qual passou a ser controlada pela CPFL e a EDP Bandeirante pelo Grupo EDP. A EDP Bandeirante passou a deter somente os ativos de distribuição das áreas do Alto Tietê, Vale do Paraíba e Litoral Norte, no Estado de São Paulo, equivalente a 51,4% da sua área de concessão original. Ao adquirir o controle exclusivo da EDP Bandeirante (com 96,5% do capital total da companhia), o Grupo EDP pôde implementar na distribuidora paulista suas políticas de gestão. Em outubro de 2002, após a conclusão de um processo de reestruturação societária, as seguintes empresas passaram para o nosso controle direto: Energest S.A. ( Energest ), Enertrade Comercialização e Serviços de Energia S.A. ( Enertrade ), Bandeirante Energia S.A., EDP Lajeado Energia S.A. ( EDP Lajeado ), Fafen Energia S.A. ( Fafen ) e Enerpeixe. Em outubro de 2003, assinamos um acordo com a Furnas Centrais Elétricas S.A. ( Furnas ), que, aliado à obtenção de um financiamento de R$670,0 milhões junto ao BNDES, permitiu a PÁGINA: 64 de 404

71 6.3 - Breve histórico retomada das obras de Peixe Angical. Por meio do acordo, Furnas adquiriu 40% da Enerpeixe, detentora do empreendimento. Em 2004, foram investidos R$700,0 milhões na construção da Usina Peixe Angical, dos quais R$458,2 milhões provieram de financiamento obtido junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social ( BNDES ). Em dezembro de 2003, passamos a deter o controle direto da Iven, empresa que controlava a EDP Escelsa e a Enersul. Em 17 de dezembro de 2004, vendemos a participação de 80% que detínhamos na Fafen para a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, pelo valor de R$96,0 milhões. Em assembleia geral de acionistas realizada em 16 de março de 2005, nossos acionistas aprovaram a alteração da nossa denominação social, de EDP Brasil S.A. para EDP Energias do Brasil S.A. Em 20 de abril de 2005, a Assembleia Geral Extraordinária aprovou a incorporação da Iven e de todo o seu patrimônio, e sua consequente extinção, a cisão parcial da Companhia e incorporação do acervo cindido pela Escelsa. Além disso, foi aprovada também a incorporação das ações da EDP Escelsa e da EDP Bandeirante pela Companhia. Adicionalmente, a Companhia aderiu ao segmento do Novo Mercado da BM&FBOVESPA. Em 2008, criamos a Enernova S.A. ( Enernova ), uma nova unidade de negócios dedicada a investimentos em energias renováveis. Em maio de 2008, a Enernova, em conjunto com a EDP Renováveis, se tornaram acionistas da sociedade EDP Renováveis Brasil S.A. ( EDPRB ), dedicada exclusivamente à energia eólica e, ainda em fevereiro de 2009, adquiriu 100% da Central Nacional de Energia Eólica S.A. ( CENAEEL ). Ademais, constituímos a sociedade Terra Verde Bionergia Participações S.A., cujo objetivo era participar de sociedades de propósito específico para a exploração de produção de etanol e de energia elétrica e outros projetos que prevêem a utilização de biomassa, a qual se encontra atualmente em fase de liquidação. Em 18 de junho de 2008, celebramos um acordo para a permuta de ativos com Grupo Rede. Através desse acordo, recebemos as participações do Grupo Rede na Rede Lajeado Energia S.A. (antiga denominação da Lajeado Energia S.A.), na Tocantins Energia S.A. ( Tocantins ) e na Investco, e transferimos para o Grupo Rede a totalidade da participação da Enersul, que era então de nossa propriedade. Ainda em 2008, realizamos uma operação de permuta de ativos com a MPX Energia S.A. ( MPX ), etapa preparatória para formalização da joint venture entre nós e aquela companhia. Através dessa operação, transferimos para a MPX a totalidade de nossa participação na empresa Diferencial Energia Empreendimentos e Participações Ltda., detentora do projeto UTE Maranhão, e recebemos em troca 50% das ações da Pecém Geração de Energia S.A. Em 29 de maio de 2009, foi aprovada a cisão parcial da nossa controlada indireta Castelo Energética S.A. ( CESA ), tendo uma das concessões dessa sociedade sido transferida para a nossa controlada indireta Evrecy Participações Ltda. ( Evrecy ). Tanto a CESA quanto a Evrecy são controladas diretamente pela nossa controlada Energest. Essa operação visou gerar maior eficiência operacional, financeira, administrativa e econômica das sociedades. Em 30 de junho de 2009, alienamos para a NET Serviços de Comunicação S.A. a participação de 48,51% que detínhamos na ESC 90 Telecomunicações Ltda. Em julho de 2009, foi concluída a aquisição da Elebrás Projetos Ltda, empresa que detém diversos projetos eólicos no Rio Grande do Sul, inclusive o parque eólico de Tramandaí. Em 25 de novembro de 2009, realizamos uma oferta pública de distribuição secundária de ações mantidas em tesouraria, que foram alienadas por meio de uma oferta realizada no Brasil, em mercado de balcão não organizado, incluindo esforços de colocação das ações no exterior. O preço por ação foi de R$28,50, totalizando uma capitalização de R$ ,00. Após a dedução das comissões devidas por nós no âmbito da Oferta, 65% ou R$255,1 milhões dos recursos provenientes da Oferta foram utilizados para pagamento de PÁGINA: 65 de 404

72 6.3 - Breve histórico dívidas e 35%, ou R$137,2 milhões, foram utilizados para aumento da flexibilidade financeira da Companhia. Para mais informações, veja item 18.8 deste Formulário de Referência. Em 30 de novembro de 2009, realizamos uma reorganização societária envolvendo a Lajeado Energia e a EDP Lajeado, bem como a Tocantins, que resultou na extinção da Tocantins e da EDP Lajeado, restando apenas a Lajeado Energia. Em 09 de fevereiro de 2010, a nossa controlada Investco recebeu a Licença de Operação nº 221/2010, do Instituto Natureza do Tocantins NATURATINS, renovando a Licença de Operação da Usina Hidrelétrica Luís Eduardo Magalhães - Lajeado, com potência de 902,5 MW. Essa licença é vigente até o dia 08 de fevereiro de Em 22 de fevereiro de 2010, foi aprovada, em Reunião do Conselho de Administração, a celebração pela EDP Bandeirante do Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão para Distribuição de Energia Elétrica nº 202/1998 e pela EDP Escelsa do Terceiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão para Distribuição de Energia Elétrica nº 001/1995. O objeto dos respectivos aditivos é alterar os procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, visando a neutralidade dos encargos setoriais da Parcela A da receita anual da EDP Bandeirante e da EDP Escelsa. Em 22 de março de 2010, foi assinada a 1ª renovação da Licença de Operação nº 518/2006, do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis - IBAMA, renovando, por seis anos, a Licença de Operação da Usina Hidrelétrica Peixe Angical, com potência de 452 MW. Em outubro de 2010, iniciamos os procedimentos para a extinção Castelo Energética S.A. - Cesa ( CESA ), mediante incorporação por sua controladora direta Energest S.A. ( Energest ). Foram apresentados pedidos de anuência prévia para a realização da operação junto à Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES e ao Banco Santander (Brasil) S.A.. Em 10 de fevereiro de 2011, o Banco Santander (Brasil) S.A., deferiu integralmente o pedido de incorporação e extinção da CESA. Em 19 de abril de 2011, a ANEEL aprovou a transferência de todos os ativos de geração detidos pela CESA para a Energest S.A., mediante a Resolução Autorizativa nº Para a concretização da mencionada incorporação, aguarda-se a aprovação formal do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES, cujo pedido formal foi realizado em 05 de outubro de Em 03 de Novembro de 2010, celebramos contrato para a aquisição de 02 (dois) projetos no estado do Mato Grosso, pertencentes ao Grupo Bertin, totalizando 49,5 MW de capacidade instalada e 27,5 MW médios de energia assegurada. O projeto da PCH Cabeça de Boi tem 30 MW de capacidade instalada e o da PCH Fazenda, 19,5 MW. Ambos os projetos detém autorização da ANEEL para exploração, licenças de instalação já emitidas pela Secretaria Ambiental do Estado do Mato Grosso e prazos de concessão até 05 de agosto de O fechamento definitivo da aquisição dos projetos depende do cumprimento de algumas condições precedentes, as quais ainda se encontram em aberto. Em 15 de junho de 2011, celebramos contrato para aquisição da ECE Participações S.A. ( ECE ), detentora de 90% do Consórcio Amapá Energia, a qual possui os direitos de exploração da Usina Hidrelétrica de Energia ( UHE ) Santo Antônio do Jari, na divisa dos Estados do Pará e Amapá. A participação remanescente de 10% do Consórcio Amapá Energia era detida pela Jari Energética S.A. ( JESA ), que possuía direito de venda conjunta da sua participação à Ipueiras Energia S.A., pelo mesmo preço e nas mesmas condições de pagamento (tag along). O exercício deste direito foi realizado em 30 de junho de A UHE Santo Antônio do Jari possui 300 MW de capacidade instalada e 196,1 MW médios de energia assegurada (load factor de 65%) já aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ), dos quais 190 MW médios foram vendidos no Leilão A-5 de dezembro de 2010 pelo período de 30 anos findo em 31 de dezembro de 2044, equivalente ao término da PÁGINA: 66 de 404

73 6.3 - Breve histórico concessão. O projeto prevê ainda o acréscimo de 73,4 MW de capacidade instalada, já aprovado pela ANEEL. A licença de instalação emitida pelo IBAMA já contempla esta ampliação de capacidade. O início da construção se deu no 3º trimestre de 2011, sendo o Consórcio Construtor formado pela CESBE, Alstom e Areva Koblitz, com as quais a ECE já assinou Contrato de EPC turn key. A entrada em operação está prevista para janeiro de O investimento total previsto pode variar entre R$ milhões e R$ milhões, incluindo o investimento na construção da usina para a instalação da capacidade máxima de 373,4 MW e o pagamento do projeto aos vendedores. O fechamento definitivo dessa operação depende do cumprimento de algumas condições precedentes, que incluem autorizações regulatórias dentre as quais a anuência da ANEEL para a transação. Em 18 de julho de 2011, realizamos uma oferta pública de distribuição secundária de ações ordinárias de emissão da EDP Energias do Brasil de propriedade da EDP Portugal, em que o Grupo EDP reduziu a sua participação acionária na EDP Energias do Brasil, passando a deter (oitenta milhões, novecentas e noventa mil, seiscentas e cinqüenta e cinco) ações, correspondente a 51% (cinqüenta e um por cento) do capital social da EDP Energias do Brasil. Essa redução ocorreu em função da alienação, pela EDP Portugal, de ações, com preço de venda por ação de R$ 37,00, totalizando uma capitalização de R$ ,00, no âmbito da oferta. Do total de ações, após a oferta, encontra-se em circulação , o que representa 48,8% do capital social. PÁGINA: 67 de 404

74 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas 6.5. Principais eventos societários (evento; principais condições do negócio, sociedades envolvidas, efeitos resultantes da operação no quadro acionário e quadro societário antes e depois da operação): Evento Principais Condições do Negócio Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia Quadro societário antes e depois da operação Constituição da Enernova S.A. ( Enernova ). Em 11 de fevereiro de 2008, constituímos a Enernova, unidade de negócios dedicada a investimentos em energias renováveis. Nós e a Enernova. Não houve. A operação não implicou em qualquer alteração em nosso quadro societário. Evento Principais Condições do Negócio Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia Quadro societário antes e depois da operação Aquisição da EDP Renováveis Brasil S.A. ( EDPRB ) Em 20 de maio de 2008, a Enernova, em conjunto com a EDP Renováveis, se tornaram acionistas da EDPRB, dedicada exclusivamente à energia eólica. Enernova, EDP Renováveis e EDPRB Não houve. A operação não implicou em qualquer alteração em nosso quadro societário. Evento Principais Condições do Negócio Permuta de Ativos com o Grupo Rede UHE Lajeado Em 18 de junho de 2008, celebramos um Instrumento Particular de Compromisso de Permuta de Ativos e Outras Avenças com o Grupo Rede (Rede Energia S.A. e a Rede Power do Brasil S.A., em conjunto). Através do referido acordo, transferimos para o Grupo Rede as ações que detínhamos na Empresa Energética do Mato Grosso do Sul S.A. Enersul ( Enersul ), representativas de 100% do capital social daquela companhia, recebendo em troca PÁGINA: 68 de 404

75 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas do Grupo Rede ações correspondentes a 69,98% do capital votante da Tocantins Energia S.A. ( Tocantins ), 45,3% do capital votante da Investco S.A. ( Investco ), 78,81% do capital votante da Lajeado Energia S.A. (então denominada Rede Lajeado Energia S.A.), controladora da Investco ( Permuta Lajeado ), e 5,63% das ações preferenciais emitidas pela Denerge - Desenvolvimento Energético S.A. ( Denerge ), representativas de 3,16% de seu capital social total. A operação foi concluída após obtenção das aprovações da ANEEL e do BNDES, tendo sido as participações societárias efetivamente permutadas em 11 de setembro de 2008, com valor fixado em R$700 milhões, sendo R$0,0132 por ação de emissão da Enersul; R$9,5833 por ação de emissão da Rede Lajeado; e R$1,0474 por ação de emissão da Investco. Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia A Permuta Lajeado elevou a nossa participação na Investco, sociedade que explora a UHE Lajeado, de 27,7% para 73,0%, permitindo-nos exercer o controle dessa sociedade e de sua controladora, Lajeado Energia S.A. O Grupo Rede, por sua vez, passou a deter o controle da Enersul. Nós e o Grupo Rede. Passamos a controlar as sociedades Investco, Lajeado Energia S.A. e Tocantins e nos desfizemos de nossa participação na Enersul. Quadro societário antes e depois da operação: Enersul: Antes: ACIONISTAS AÇÕES ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A ,00 TOTAL ,00 Enersul: Depois: ACIONISTAS AÇÕES ON % Rede Energia S.A ,26 Rede Power do Brasil S.A ,74 TOTAL ,00 Tocantins: Antes: ACIONISTA ON % PN % T O T A L % REDE POWER DO BRASIL S.A ,98 0 0, ,88 GOVERNO DO ESTADO DO TOCANTINS , , ,10 CARMEM CAMPOS PEREIRA 1 0,02 0 0,00 1 0,01 IZAIAS FERREIRA DE PAULA 1 0,02 0 0,00 1 0,01 TOTAL , , ,00 PÁGINA: 69 de 404

76 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Tocantins: Depois: ACIONISTA ON % PN % T O T A L % EDP Energias do Brasil S.A ,98 0 0, ,88 GOVERNO DO ESTADO DO TOCANTINS , , ,10 EDP Energias do Brasil S.A. 1 0,02 0 0,00 1 0,01 EDP Energias do Brasil S.A. 1 0,02 0 0,00 1 0,01 TOTAL , , ,00 Investco: Antes: ACIONISTAS PESSOA FÍSICA O.N. % P.N. "R" % P.N."A" % P.N."B" % P.N."C" % TOTAL % OUTROS 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0, , ,99 TOTAL DE PESSOA FÍSICA 8 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0, , ,99 ACIONISTAS PESSOA JURÍDICA O.N. % P.N."R" % P.N."A" % P.N."B" % P.N."C" % TOTAL % CEB LAJEADO S/A - CEBLAJEADO , ,00 0 0,00 0 0,00 0 0, ,68 EDP LAJEADO ENERGIA S/A , , ,52 0 0,00 0 0, ,07 PAULISTA LAJEADO ENERGIA S/A , , , ,00 0 0, ,91 REDE LAJEADO ENERGIA S/A , , , ,00 0 0, ,55 FUNDO DE INVESTIMENTOS DA AMAZÔNIA - FINAM 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0, , ,15 REDE ENERGIA S.A 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0, , ,68 OUTROS 0 0,00 0 0, ,84 0 0, , ,98 TOTAL DE PESSOA JURÍDICA , , , , , ,01 TOTAL GERAL , , , , , ,0 0 Investco: Depois: ACIONISTAS PESSOA FÍSICA O.N. % P.N. "R" % P.N."A" % P.N."B" % P.N."C" % TOTAL % OUTROS 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0, , ,91 TOTAL DE PESSOA FÍSICA 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0, , ,91 ACIONISTAS PESSOA JURÍDICA O.N. % P.N."R" % P.N."A" % P.N."B" % P.N."C" % TOTAL % CEB LAJEADO S/A - CEBLAJEADO , ,00 0 0,00 0 0,00 0 0, ,23 EDP LAJEADO ENERGIA S/A , , , ,65 0 0, ,71 PAULISTA LAJEADO ENERGIA S/A , , , ,00 0 0, ,75 EDP ENERGIAS DO BRASIL S/A 2 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0, , ,14 LAJEADO ENERGIA S/A , , , ,35 0 0, ,22 FUNDO DE INVESTIMENTOS DA AMAZÔNIA - FINAM 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0, , ,03 REDE ENERGIA S.A 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0, , ,46 OUTROS 0 0,00 0 0, ,93 0 0, , ,53 TOTAL DE PESSOA JURÍDICA , , , , , ,09 TOTAL GERAL , , , , , ,00 Lajeado: Antes: ACIONISTAS PESSOA FÍSICA O.N. % P.N. % TOTAL % JORGE QUEIROZ DE MORAES JUNIOR 1 0,00 0 0,00 1 0,00 VALDIR JONAS WOLF 1 0,00 0 0,00 1 0,00 SEBASTIÃO BIMBATI 1 0,00 0 0,00 1 0,00 LUIZ AUGUSTO PEREIRA DE ANDRADE 0 0,00 1 0,00 1 0,00 OMAR BITTAR 1 0,00 0 0,00 1 0,00 SONIA REGINA JUNG 0 0,00 1 0,00 1 0,00 TOTAL PESSOA FÍSICA 4 0,00 2 0,00 6 0,00 ACIONISTAS PESSOA JURÍDICA O.N. % P.N. % TOTAL % REDE ENERGIA S.A ,45 0 0, ,63 REDE POWER DO BRASIL S.A ,37 0 0, ,60 TOCANTINS ENERGIA S.A ,19 0 0, ,70 CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A - ELETROBRÁS 0 0, , ,07 TOTAL PESSOA JURÍDICA , , ,00 TOTAL GERAL , , ,00 Lajeado: PÁGINA: 70 de 404

77 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Depois: ACIONISTAS PESSOA FÍSICA O.N. % P.N. % TOTAL % LUIZ OTÁVIO ASSIS HENRIQUES 1 0,00 0 0,00 1 0,00 ANTONIO JOSÉ SELLARE 1 0,00 0 0,00 1 0,00 MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS 1 0,00 0 0,00 1 0,00 LUIZ AUGUSTO PEREIRA DE ANDRADE 0 0,00 1 0,00 1 0,00 MIGUEL DIAS AMARO 1 0,00 0 0,00 1 0,00 SONIA REGINA JUNG 0 0,00 1 0,00 1 0,00 TOTAL PESSOA FÍSICA 4 0,00 2 0,00 6 0,00 ACIONISTAS PESSOA JURÍDICA O.N. % P.N. % TOTAL % EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A ,81 0 0, ,23 TOCANTINS ENERGIA S.A ,19 0 0, ,70 CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A - ELETROBRÁS 0 0, , ,07 TOTAL PESSOA JURÍDICA , , ,00 TOTAL GERAL , , ,00 Denerge: Antes: ACIONISTA ON % PN % T O T A L % BBPM PARTICIPAÇÕES S.A , , ,75 JQMJ PARTICIPAÇÕES S.A ,52 0 0, ,77 ELUCID PARTNERS S.A , , ,44 JORGE QUEIROZ DE MORAES JR , , ,20 PLÁCIDO GONÇALVES MEIRELLES 0 0, , ,60 FUND. A.A. CINTRA GORDINHO , , ,20 OUTROS , , ,02 TOTAL , , ,00 Denerge: Depois: ACIONISTA ON % PN % T O T A L % BBPM PARTICIPAÇÕES S.A , , ,75 JQMJ PARTICIPAÇÕES S.A , ,77 ELUCID PARTNERS S.A , , ,3 JORGE QUEIROZ DE MORAES JR , , ,2 PLÁCIDO GONÇALVES MEIRELLES , ,6 FUND. A.A. CINTRA GORDINHO , , ,2 EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A , ,16 OUTROS , , ,02 TOTAL Evento Principais Condições do Negócio Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação Permuta de Ativos com a MPX Energia S.A. ( MPX ) Projeto Pecém Em 14 de outubro de 2008, para formalização de uma joint venture com a MPX Energia S.A. ( MPX ), foi concluída a operação de permuta de ativos para transferência de participações societárias entre a Companhia e a MPX, na qual foi transferida a totalidade de nossa participação na empresa Diferencial Energia Empreendimentos e Participações Ltda., detentora do projeto UTE Maranhão, para a MPX, recebendo, em troca, 50% da participação na Porto de Pecém Geração de Energia S.A., detentora do projeto de Pecém. Nós e a MPX Passamos a deter participação de 50% na Pecém Geração de Energia S.A. e nos PÁGINA: 71 de 404

78 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia desfizemos de nossa participação na Diferencial Energia Empreendimentos e Participações Ltda. Quadro societário antes e depois da operação: Diferencial Antes: Quotistas Quotas % EDP - Energias do Brasil S.A , Antonio José Sellare 1 0, TOTAL ,00 Diferencial Depois: Quotistas Quotas % MPX Energia S.A , Eduardo Karrer 1 0, TOTAL ,00 Porto do Pecém Antes: ACIONISTAS PESSOA FÍSICA O.N. % EIKE FUHRKEN BATISTA 1 0,00 FLAVIO GODINHO 1 0,00 MARCELO ADLER CHENIAUX 1 0,00 TOTAL PESSOA FÍSICA 3 0,00 ACIONISTAS PESSOA JURÍDICA O.N. % MPX MINERAÇÃO E ENERGIA S.A ,00 TOTAL PESSOA JURÍDICA ,00 TOTAL GERAL ,00 Porto do Pecém Depois: ACIONISTAS PESSOA FÍSICA O.N. % EDUARDO KARRER 1 0,00 RUDOLPH INNS 1 0,00 MARCUS BERND TEMKE 1 0,00 ANTONIO JOSÉ SELLARE 1 0,00 LUIZ OTÁVIO DE ASSIS HENRIQUES 1 0,00 ALVARO JORGE GUERREIRO DE SOUSA 1 0,00 PAULO MONTEIRO BARBOSA FILHO 1 0,00 BRUNO DE ROSSI CHEVALIER 1 0,00 PEDRO AKOS LITSEK 1 0,00 JOÃO JOSÉ GOMES DE AGUIAR 1 0,00 MIGUEL DIAS AMARO 1 0,00 MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS 1 0,00 TOTAL PESSOA FÍSICA 12 0,00 ACIONISTAS PESSOA JURÍDICA O.N. % EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A ,00 MPX MINERAÇÃO E ENERGIA S.A ,00 TOTAL PESSOA JURÍDICA ,00 TOTAL GERAL ,00 Evento Principais Condições do Negócio Aquisição da Central Nacional de Energia Eólica S.A. ( CENAEEL ) Em 16 de fevereiro de 2009, nossa coligada EPBRB adquiriu 100% CENAEEL por R$38,3 milhões. A CENAEEL possui dois parques eólicos em operação em Santa Catarina, totalizando 13,8 MW de capacidade instalada, e projeto de expansão para 70 MW. A operação foi concluída após obtenção das aprovações do Banco Regional de Desenvolvimento do Extremo Sul, do BNDES, da Eletrobrás, do Conselho Administrativo de Defesa Econômica ( CADE ) e da ANEEL. PÁGINA: 72 de 404

79 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia EDPRB e CENAEEL Não houve. Quadro societário antes e depois da operação: Cenaeel Antes: ACIONISTAS AÇÕES ORDINÁRIAS % MINDEX PARTICIPAÇÕES LTDA ,00 PAULO RICARDO MOREIRA ,00 TOTAL ,00 Cenaeel Depois: ACIONISTAS AÇÕES ORDINÁRIAS % EDP - RENOVÁVEIS BRASIL S.A ,99995 ANTÓNIO MANUEL BARRETO PITA DE ABREU 1 0,00005 TOTAL ,00 Evento Aquisição da Elebrás Projetos Ltda. ( Elebrás ) Principais Condições do Negócio Em 17 de março de 2009, nossa controlada EDPRB adquiriu ações representativas de 100% do capital social da Elebrás de propriedade das sociedades Innovent GMBH e Innovent Ltda., por R$22,3 milhões. A Elebrás possuía 4 projetos eólicos no Rio Grande do Sul em carteira, com uma capacidade instalada superior a 500 MW. Dos diferentes projetos em carteira da Elebrás, o de Tramandaí que tem uma capacidade instalada de 70 MW apresentase numa fase final da construção e início de operação para este ano de 2011, tendo já formalizado um PPA no âmbito do PROINFA. Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia EDPRB, Innovent GMBH, Innovent Ltda. e Elebrás. A EDPRB passou a deter 100% do capital social da Elebrás. Quadro societário antes e depois da operação: Elebrás Antes: Quotistas Quotas % Innovent GMBH ,99246 PÁGINA: 73 de 404

80 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Innovent Ltda ,00754 TOTAL ,00 Elebras Depois: Quotistas Quotas % EDP Renováveis Brasil S.A ,99246 António Manuel Barreto Pita de Abreu ,00754 TOTAL ,00 Evento Principais Condições do Negócio Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia Quadro societário antes e depois da operação Cisão da Castelo Energética S.A. ( CESA ) Em 29 de maio de 2009, foi aprovada em assembléia geral extraordinária a cisão parcial de nossa controlada indireta CESA. A cisão decorreu da transferência para a nossa controlada indireta Evrecy Participações Ltda. ( Evrecy ) da concessão de transmissão regulada pelo Contrato de Concessão de Transmissão nº 020/2008, objeto da Resolução Autorizativa ANEEL nº 1.823/ 2009, que até então encontrava-se na CESA. A cisão visou gerar maior eficiência operacional, financeira, administrativa e econômica da CESA e a Evrecy, ambas controladas diretamente pela nossa controlada direta Energest. Nossa controlada direta, Energest, e nossas controladas indiretas, CESA e Evrecy. Não houve. A operação não implicou em qualquer alteração em nosso quadro societário. Evento Principais Condições do Negócio Venda da ESC 90 Telecomunicações Ltda. ( ESC 90 ) Em 30 de agosto de 2009, concluímos a venda da participação de 48,51% que detínhamos na ESC 90 para a NET Serviços de Comunicação S.A. ( NET ), conforme previsto no Contrato Particular de Compra e Venda de Quotas Sociais celebrado em 29 de agosto de A ESC 90 opera no mercado de TV por Assinatura e Internet banda larga nas cidades de Vitória e Vila Velha no estado do Espírito Santo. A conclusão da operação estava condicionada à obtenção de aprovação PÁGINA: 74 de 404

81 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas prévia da Agência Nacional de Telecomunicações ANATEL, a qual foi concedida sem quaisquer ressalvas no dia 8 de junho de A operação foi concluída em 30 de junho de O contrato atribuía o valor de R$94,6 milhões às ações que detínhamos na ESC 90 e previa cláusula de atualização monetária e de ajustes no valor da operação. Quando da conclusão da operação, houve um ajuste positivo no preço no montante de R$ 3,9 milhões. Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia Nós e a Net Desfizemo-nos de nossa participação na ESC 90. Quadro societário antes e depois da operação: ESC 90 Antes: QUOTISTAS QUOTAS % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A ,51 CARLOS YOSHIO MOTOKI ,49 TOTAL ,00 ESC 90 Depois: QUOTISTAS QUOTAS % Net Serviços de Comunicação S.A ,00 TOTAL ,00 Evento Principais Condições do Negócio Reorganização Societária Lajeado Em 30 de novembro de 2009, foram realizadas assembleias gerais extraordinárias das nossas controladas Tocantins Energia S.A. ( Tocantins ), EDP Lajeado Energia S.A. ( EDP Lajeado ) e Lajeado Energia S.A. ( Lajeado ), nas quais foi deliberada uma reorganização societária dessas empresas (a Reorganização Societária ). A Reorganização Societária teve como objetivos (1) racionalizar e simplificar a estrutura societária das empresas envolvidas, aproveitar as sinergias do negócio da comercialização de energia e da gestão dos ativos da investida comum, Investco S.A.; e (2) otimizar a alocação dos recursos próprios ou obtidos de terceiros, com a finalidade de garantir o melhor retorno possível aos acionistas. PÁGINA: 75 de 404

82 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas A Reorganização Societária compreendeu os seguintes eventos: (1) Incorporação da controlada Tocantins pela controlada Lajeado Energia; (2) Aumento do capital social na controlada EDP Lajeado, por transferência da totalidade das ações detidas na Lajeado Energia pela Companhia; (3) Incorporação da controlada EDP Lajeado pela controlada Lajeado. Através da Resolução Autorizativa n.º 2.218, de 1º de dezembro de 2009, a Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL,aprovou a transferência da totalidade da participação detida pela controlada EDP Lajeado para a controlada Lajeado, na concessão da UHE Luiz Eduardo Magalhães, que estabeleceu, também, a amortização do ágio pela curva determinada entre a expectativa de resultados futuros e o prazo de concessão da controlada Lajeado. Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia Na Reorganização Societária, a Lajeado criou duas classes de ações preferenciais, ambas sem direito a voto e nãoconversíveis em ações ordinárias: (1) Classe A ações as quais é assegurado o direito ao recebimento de dividendo 0,10% superior ao atribuído a cada ação ordinária; e (2) Classe B - ações as quais é assegurado (i) prioridade no recebimento de um dividendo mínimo, não cumulativo, no valor de R$ ,53, correspondente a 3% do capital social da Tocantins representada pelas ações preferenciais de propriedade do Governo do Estado do Tocantins à época; e (ii) o direito ao recebimento de dividendo igual ao atribuído às ações ordinárias, quando este for superior ao mínimo garantido às ações preferenciais Classe B, sendo que o pagamento dos dividendos das ações preferenciais Classe B é subordinado ao pagamento das ações preferenciais Classe A. Lajeado Energia, EDP Lajeado, Investco e Tocantins Simplificação da estrutura. PÁGINA: 76 de 404

83 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Quadro societário antes e depois da operação: Tocantins Antes: ACIONISTA ON % PN % T O T A L % EDP Energias do Brasil S.A ,98 0 0, ,88 GOVERNO DO ESTADO DO TOCANTINS , , ,10 EDP Energias do Brasil S.A. 1 0,02 0 0,00 1 0,01 EDP Energias do Brasil S.A. 1 0,02 0 0,00 1 0,01 TOTAL , , ,00 Tocantins Depois: Extinta por incorporação pela Lajeado Energia EDP Lajeado Antes: Acionistas Ord. % Pref. % Totais % EDP Energias do Brasil S.A ,00% 0 0,00% ,93% Eletrobrás 0 0,00% ,00% ,07% Totais ,00% ,00% ,00% EDP Lajeado Depois: Acionistas Ord. % Pref. % Totais % EDP Energias do Brasil S.A ,00% 0 0,00% ,05% Eletrobrás 0 0,00% ,00% ,95% Totais ,00% ,00% ,00% Lajeado Energia Antes: Acionistas Ord. % Pref. % Totais % EDP Lajeado ,00% 0 0,00% ,70% Eletrobrás 0 0,00% ,54% ,07% Governo de TO 0 0,00% ,46% ,23% Totais ,00% ,00% ,00% Lajeado Energia Depois: Acionistas Ord. % Pref. % Totais % EDP Energias do Brasil S.A ,00% 0 0,00% ,86% Eletrobrás 0 0,00% ,78% ,07% Governo de TO 0 0,00% ,22% ,07% Totais ,00% ,00% ,00% Investco Antes: ACIONISTAS PESSOA FÍSICA O.N. % P.N. "R" % P.N."A" % P.N."B" % P.N."C" % TOTAL % OUTROS 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0, , ,72 TOTAL DE PESSOA FÍSICA 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0, , ,72 ACIONISTAS PESSOA JURÍDICA O.N. % P.N."R" % P.N."A" % P.N."B" % P.N."C" % TOTAL % CEB LAJEADO S/A - CEBLAJEADO , , , ,00 0 0, ,95 EDP LAJEADO ENERGIA S/A , , , ,65 0 0, ,44 PAULISTA LAJEADO ENERGIA S/A , , , ,00 0 0, ,93 EDP ENERGIAS DO BRASIL S/A 2 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0, , ,57 LAJEADO ENERGIA S/A , , , ,35 0 0, ,99 OUTROS 0 0,00 0 0, ,84 0 0, , ,40 TOTAL DE PESSOA JURÍDICA , , , , , ,28 TOTAL GERAL , , , , , ,0 0 Investco PÁGINA: 77 de 404

84 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Depois: ACIONISTAS PESSOA FÍSICA O.N. % P.N. "R" % P.N."A" % P.N."B" % P.N."C" % TOTAL % OUTROS 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0, , ,72 TOTAL DE PESSOA FÍSICA 0 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0, , ,72 ACIONISTAS PESSOA JURÍDICA O.N. % P.N."R" % P.N."A" % P.N."B" % P.N."C" % TOTAL % CEB LAJEADO S/A - CEBLAJEADO , , , ,00 0 0, ,94 PAULISTA LAJEADO ENERGIA S/A , , , ,00 0 0, ,93 EDP ENERGIAS DO BRASIL S/A 2 0,00 0 0,00 0 0,00 0 0, , ,57 LAJEADO ENERGIA S/A , , , ,00 0 0, ,45 OUTROS 0 0,00 0 0, ,84 0 0, , ,40 TOTAL DE PESSOA JURÍDICA , , , , , ,28 TOTAL GERAL , , , , , ,00 Evento Principais Condições do Negócio Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia Reorganização Societária Redução de Capital da Enernova Transferência da participação detida pela Enernova em EDPRB Em 24 de setembro de 2010, foi aprovada em assembleia geral extraordinária a redução de capital de nossa controlada Enernova mediante a transferência, para nós, da participação societária que a Enernova detinha na EDPRB. A operação foi re-ratificada em assembleia realizada em 28 de outubro de Nós e nossas controladas Enernova e EDPRB. Passamos a exercer participação acionária direta no capital da EDPRB. Quadro societário antes e depois da operação: Enernova Antes: ACIONISTAS AÇÕES ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A ,13 ANTÓNIO MANUEL BARRETO PITA DE ABREU 1 0,22 MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS 1 0,22 LUIZ OTAVIO ASSIS HENRIQUES 1 0,22 MIGUEL DIAS AMARO 1 0,22 TOTAL ,00 Enernova Depois: ACIONISTAS AÇÕES ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A ,13 ANTÓNIO MANUEL BARRETO PITA DE ABREU 1 0,22 MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS 1 0,22 LUIZ OTAVIO ASSIS HENRIQUES 1 0,22 MIGUEL DIAS AMARO 1 0,22 TOTAL ,00 (Não houve alteração em sua composição acionária) EDPRB Antes: ACIONISTAS AÇÕES ON % PÁGINA: 78 de 404

85 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas EDP Renovaveis S.A ,00 Enernova S.A ,00 Ana Maria Machado Fernandes 1 0,00 António Manuel Barreto Pita de Abreu 1 0,00 Luís de Abreu Castello Branco Adão da Fonseca 1 0,00 Rui Manuel Rodrigues Lopes Teixeira 1 0,00 Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas 1 0,00 TOTAL ,00 EDPRB Depois: ACIONISTAS AÇÕES ON % EDP Renovaveis S.A ,00 EDP- Energias do Brasil S.A ,00 Ana Maria Machado Fernandes 1 0,00 António Manuel Barreto Pita de Abreu 1 0,00 Luís de Abreu Castello Branco Adão da Fonseca 1 0,00 Rui Manuel Rodrigues Lopes Teixeira 1 0,00 Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas 1 0,00 TOTAL ,00 Evento Reorganização Societária Incorporação da Castelo Energética S.A. - Cesa ( CESA ) por sua controladora direta Energest S.A. Principais Condições do Negócio Em outubro de 2010, iniciamos os Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia Quadro societário antes e depois da operação procedimentos para a extinção CESA, mediante incorporação por sua controladora direta Energest. Foram apresentados pedidos de anuência prévia para a realização da operação junto à ANEEL, ao BNDES e ao Banco Santander (Brasil) S.A.. Em 10 de fevereiro de 2011, o Banco Santander (Brasil) S.A., deferiu integralmente o pedido de incorporação e extinção da CESA. Em 19 de abril de 2011, a ANEEL aprovou a transferência de todos os ativos de geração detidos pela CESA para a Energest S.A., mediante a Resolução Autorizativa nº Para a concretização da mencionada incorporação, aguarda-se a aprovação formal do BNDES, cujo pedido formal foi realizado em 05 de outubro de Nossas controladas CESA e Energest. Não houve A operação, se aprovada, não implicará em qualquer alteração em nosso quadro societário. Evento Principais Condições do Negócio Reorganização Societária Extinção da Enernova Em 31 de dezembro de 2010, a Enernova foi PÁGINA: 79 de 404

86 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas incorporada pela Sociedade Ipueiras Energia S.A. ( Ipueiras ), que a sucedeu em todos seus direitos e obrigações. O patrimônio líquido incorporado foi no montante de R$ ,98. Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia Enernova e Ipueiras. Simplificação da estrutura societária das empresas participantes. Quadro societário antes e depois da operação: Enernova Antes: ACIONISTAS AÇÕES ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A ,13 ANTÓNIO MANUEL BARRETO PITA DE ABREU 1 0,22 MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS 1 0,22 LUIZ OTAVIO ASSIS HENRIQUES 1 0,22 MIGUEL DIAS AMARO 1 0,22 TOTAL ,00 Enernova Depois: Extinta por incorporação pela Ipueiras Energia S.A. Ipueiras Antes: ACIONISTAS AÇÕES ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A ,99998 ANTÓNIO MANUEL BARRETO PITA DE ABREU 1 0,00001 LUIZ OTAVIO ASSIS HENRIQUES 1 0,00001 MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS 1 0,00001 TOTAL ,00 Ipueiras Depois: ACIONISTAS AÇÕES ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A ,99998 ANTÓNIO MANUEL BARRETO PITA DE ABREU 1 0,00001 LUIZ OTAVIO ASSIS HENRIQUES 1 0,00001 MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS 1 0,00001 TOTAL ,00 Evento Principais Condições do Negócio Aquisição das PCHs Cabeça de Boi e Fazenda Em 03 de novembro de 2010, a Companhia celebrou contrato para aquisição de 02 (dois) projetos do Grupo Bertin no estado do Mato Grosso, totalizando 49,5 MW de capacidade instalada e 27,5 MW médios de energia assegurada. O projeto da PCH Cabeça de Boi tem 30 MW de capacidade instalada e o da PCH Fazenda, 19,5 MW. Ambos os projetos detém autorização da ANEEL para exploração, licenças de instalação já emitidas pela Secretaria Ambiental do Estado do Mato PÁGINA: 80 de 404

87 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Grosso e prazos de concessão até 05/08/2038. O custo de aquisição é de R$ ,00 (sete milhões de reais). Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia Quadro societário antes e depois da operação O fechamento definitivo da aquisição dos projetos depende do cumprimento de algumas condições precedentes, as quais ainda se encontram em aberto. Nós e o Grupo Bertin Passaremos a deter 100% da PCH Cabeça de Boi e da PCH Fazenda. A aquisição das PCHs não implicará em qualquer alteração em nosso quadro societário. Evento Aquisição da ECE Participações S.A. ( ECE ) Usina Hidrelétrica de Energia ( UHE ) Santo Antônio do Jari Principais Condições do Negócio Em 15 de junho de 2011, celebramos contrato para aquisição da ECE Participações S.A. ( ECE ), detentora de 90% do Consórcio Amapá Energia, a qual possui os direitos de exploração da Usina Hidrelétrica de Energia ( UHE ) Santo Antônio do Jari, na divisa dos Estados do Pará e Amapá. A participação remanescente de 10% do Consórcio Amapá Energia era detida pela Jari Energética S.A. ( JESA ), que possuía direito de venda conjunta da sua participação à Ipueiras Energia S.A., pelo mesmo preço e nas mesmas condições de pagamento (tag along). O exercício deste direito foi realizado em 30 de junho de A UHE Santo Antônio do Jari possui 300 MW de capacidade instalada e 196,1 MW médios de energia assegurada (load factor de 65%) já aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ), dos quais 190 MW médios foram vendidos no Leilão A-5 de dezembro de 2010 pelo período de 30 anos findo em 31 de dezembro de 2044, equivalente ao término da concessão. O projeto prevê ainda o acréscimo de 73,4 MW de capacidade instalada, já aprovado pela ANEEL. A licença de instalação emitida pelo IBAMA já contempla esta ampliação de capacidade. O início da construção se deu no 3º trimestre de 2011, sendo o Consórcio Construtor formado pela CESBE, Alstom e Areva Koblitz, com as quais a ECE já assinou Contrato de EPC turn key. A entrada em operação está prevista para janeiro de O investimento total previsto pode variar entre R$ PÁGINA: 81 de 404

88 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas milhões e R$ milhões, incluindo o investimento na construção da usina para a instalação da capacidade máxima de 373,4 MW e o pagamento do projeto aos vendedores. O fechamento definitivo dessa operação depende do cumprimento de algumas condições precedentes, que incluem autorizações regulatórias dentre as quais a anuência da ANEEL para a transação. Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia Nós e a ECE Na hipótese de cumprimento das condições precedentes, passaremos a deter 100% do Consórcio Amapá Energia. Quadro societário antes e depois da operação ECE Antes: ACIONISTA ON % PN % T O T A L % Acionistas Pessoa Física WALTER LUIZ TEIXEIRA 5 0,0001% 1 0,00001% 6 0% MIGUEL ETHEL SOBRINHO 5 0,0001% 1 0,00001% 6 0% PAULO CELSO GUERRA LAGE ,61200% % JOSÉ GUILHERME ANTLOGA DO NASCIMENTO ,77400% % MÁRCIO BARATA DINIZ ,77400% % Total Pessoa Física ,16002% % Acionistas Pessoa Jurídica PARTICIPA EMPREENDIMENTOS IMOBILIÁRIOS E PARTICIPAÇÕES S.A ,9999% ,33337% % G5 BR INFRA FUNDO DE INVESTIMENTOS EM PARTICIPAÇÕES ,50661% % Total Pessoa Jurídica ,9999% ,83998% % Total Geral % % % ECE Depois: ACIONISTA ON % PN % T O T A L % IPUEIRAS ENERGIA S.A % % % JARI ENERGÉTICA S.A % % % Total Geral % % % Evento Principais Condições do Negócio Oferta Pública de Distribuição Secundária de Ações Ordinárias de emissão da EDP Energias Do Brasil S.A., de Propriedade da EDP Energias de Portugal, S.A. Em 18 de julho de 2011, com a alienação de ações, ou seja, 14% (quatorze por cento) de sua participação, a EDP Energias de Portugal, S.A. reduziu sua participação acionária na EDP Energias do Brasil S.A., passando a deter (oitenta milhões, novecentas e noventa mil, seiscentas e cinqüenta e cinco) ações, ou seja, o correspondente a 51 % (cinqüenta e um por cento) do capital social da EDP Energias do Brasil S.A. PÁGINA: 82 de 404

89 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia EDP Energias de Portugal S.A., Nós e terceiros adquirentes das ações alienadas, sendo que nenhum destes adquiriu/constituiu participação superior à 5% (cinco por cento). A acionista EDP Energias de Portugal S.A., reduziu sua participação, passando a deter 51 % (cinqüenta e um por cento) do capital social da EDP Energias do Brasil S.A. Quadro societário antes e depois da operação EDP Energias do Brasil S.A. Antes: ACIONISTA ON % ENERGIAS DE PORTUGAL INVESTMENTS AND SERVICES, ,08 SOCIEDAD LIMITADA BALWERK - CONSULT. ECONÔMICA E PARTICIP., ,70 SOC.UNIPESSOAL L.DA EDP - ENERGIAS DE PORTUGAL, S.A ,02 CONSELHEIROS 56 0, DIRETOR 1 0, AÇÕES EM TESOURARIA , OUTROS ("Ações em Circulação") ,03 Total Geral % EDP Energias do Brasil S.A. Depois: ACIONISTA ON % ENERGIAS DE PORTUGAL INVESTMENTS AND SERVICES, ,08 SOCIEDAD LIMITADA BALWERK - CONSULT. ECONÔMICA E PARTICIP., ,70 SOC.UNIPESSOAL L.DA EDP - ENERGIAS DE PORTUGAL, S.A ,23 CONSELHEIROS 56 0, DIRETOR 1 0, AÇÕES EM TESOURARIA , OUTROS ("Ações em Circulação") ,82 Total Geral % Evento Principais Condições do Negócio Desdobramento das Ações Ordinárias Em 10 de abril de 2012, foi aprovada, em Assembléia Geral Ordinária e Extraordinária ( AGOE ) a proposta de desdobramento das ações ordinárias representativas do capital social da EDP Energias do Brasil, de forma que cada ação ordinária passou a ser representada por 3 (três) ações de mesma espécie e com os mesmos direitos políticos e econômicos da ação desdobrada. A posição acionária considerada para o mencionado desdobramento de ações de emissão da Companhia teve como base a data de 10 de abril de Assim, os acionistas inscritos naquela data nos registros da PÁGINA: 83 de 404

90 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia Companhia tiveram direito ao recebimento das ações oriundas do desdobramento. EDP Energias do Brasil S.A. Os acionistas inscritos em 10 de abril de 2012 nos registros da Companhia tiveram direito ao recebimento das ações oriundas do desdobramento, ou seja, suas posições acionárias foram multiplicadas por três (recebimento de duas ações para cada ação detida na data-base). Quadro societário antes e depois da operação EDP Energias do Brasil S.A. Antes: ACIONISTA ON % ENERGIAS DE PORTUGAL INVESTMENTS AND SERVICES, , SOCIEDAD LIMITADA BALWERK - CONSULT. ECONÔMICA E PARTICIP., , SOC.UNIPESSOAL L.DA EDP - ENERGIAS DE PORTUGAL, S.A , ADMINISTRADORES 57 0, AÇÕES EM TESOURARIA , OUTROS ("Ações em Circulação") , Total Geral % EDP Energias do Brasil S.A. Depois: ACIONISTA ON % ENERGIAS DE PORTUGAL INVESTMENTS AND SERVICES, , SOCIEDAD LIMITADA BALWERK - CONSULT. ECONÔMICA E PARTICIP., , SOC.UNIPESSOAL L.DA EDP - ENERGIAS DE PORTUGAL, S.A , ADMINISTRADORES 171 0, AÇÕES EM TESOURARIA , OUTROS ("Ações em Circulação") , Total Geral % O Capital social da Companhia é composto unicamente por ações Ordinárias. PÁGINA: 84 de 404

91 6.6 - Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial 6.6. Pedidos de falência fundados em valor relevante e pedidos de recuperação judicial ou extra judicial: Não houve pedido de falência ou de recuperação judicial ou extrajudicial da Companhia. PÁGINA: 85 de 404

92 6.7 - Outras informações relevantes 6.7. Outras informações que a Companhia julga relevantes: Todas as informações relevantes relacionadas a esta Seção 6 foram descritas nos itens anteriores. PÁGINA: 86 de 404

93 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas 7.1. Descrição sumária das atividades desenvolvidas pela Companhia e por suas controladas: Somos uma holding de um grupo de empresas com portfólio diversificado que tem como atividades gerar, distribuir, transmitir e comercializar energia elétrica no mercado brasileiro. De acordo com o artigo 4º do nosso estatuto social, temos por objeto (a) participar em outras sociedades, como sócia, acionista ou quotista, bem como em negócios e empreendimentos do setor energético, no Brasil e/ou no exterior; (b) gerir ativos de distribuição, geração, transmissão e comercialização de energia, em suas diversas formas e modalidades; (c) estudar, planejar, desenvolver e implantar projetos de distribuição, geração, transmissão e comercialização de energia, em suas diversas formas e modalidades; e (d) prestar serviços em negócios do setor energético no Brasil e/ou no exterior. Detemos investimentos em empresas que atuam no setor de energia elétrica e acreditamos ter demonstrado capacidade de desenvolvimento de projetos e operação e manutenção de ativos, de forma sustentada e sustentável, reforçada pela experiência do nosso acionista controlador nestes segmentos de negócio em outras geografias. Nossa atuação consubstancia-se no investimento em geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, numa estratégia de abordagem integrada e de gestão de risco. O segmento de distribuição de energia elétrica, onde foi realizado o investimento inicial do Grupo EDP no mercado brasileiro, realiza investimentos para atender à demanda de consumo dos seus clientes, ao crescimento da base de clientes, e garantir a respectiva qualidade do serviço prestado. Como forma de atendimento aos diferentes tipos de clientes de energia elétrica, cativos e livres, criamos a área de comercialização de energia. Procurando cobrir as necessidades de compra de energia para atender aos clientes da distribuição e comercialização de energia elétrica, e às necessidades decorrentes do crescimento da demanda de energia elétrica no Brasil, efetuamos investimentos em ativos de geração, onde se perspectiva a continuidade de novos investimentos, em diversas tecnologias de geração, no sentido de atenuar os riscos de dependência de uma só tecnologia. Atualmente, possuímos operações com base em tecnologia hídrica e eólica, e investimentos em curso em tecnologia eólica, e térmica, previstas para entrada em operação em 2011 e 2012 respectivamente. GERAÇÃO Investco S.A. ( Investco ) A Investco detém a concessão para exploração do aproveitamento hidrelétrico da usina hidrelétrica de energia ( UHE ) Luiz Eduardo Magalhães, localizada no Estado do Tocantins ( UHE Lajeado ). A usina tem capacidade instalada de 902,5 MW, distribuída em cinco unidades geradoras com capacidade instalada de 180,5 MW cada e está localizada no Rio Tocantins, nos municípios de Lajeado e Miracema do Tocantins, Estado do Tocantins. Lajeado Energia S.A. ( Lajeado Energia ) A Lajeado Energia é nosso veículo de investimento da Companhia na Investco, a qual, conforme descrito acima, detém a concessão para exploração do Aproveitamento Hidrelétrico da UHE Lajeado. Nossa participação no consórcio, somada à participação no capital social da Investco, nos confere direito a 73% de toda energia produzida pela UHE Lajeado. A divisão do montante de energia elétrica comercializada se dá em proporção à participação no capital votante. Enerpeixe S.A. ( Enerpeixe ) A Enerpeixe, constituída em maio de 2001, é responsável pela operação da UHE Peixe Angical, localizada na cidade de Peixe, Tocantins, com 452 megawatts de capacidade instalada. A Enerpeixe é resultado de uma parceria da Companhia com Furnas Centrais Elétricas S.A., que detém os 40% restantes do capital social da Enerpeixe. Energest S.A. ( Energest ) A Energest é uma holding que detém controle direto e indireto de parte dos ativos de geração de energia elétrica da Companhia, detendo 15 usinas em operação, com capacidade instalada de 373,8 MW. As PÁGINA: 87 de 404

94 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas usinas estão localizadas nos Estados do Espírito Santo (302,2 MW de capacidade instalada) e Mato Grosso do Sul (68,7 MW de capacidade instalada). As suas controladas são a Castelo Energética S.A. ( CESA ), Pantanal Energética Ltda. ( Pantanal ), Costa Rica Energética Ltda. ( Costa Rica ) e Santa Fé Energia S.A. ( Santa Fé ). Porto de Pecém Geração de Energia S.A. ( Porto de Pecém ) A Porto de Pecém é resultado de uma parceria da Companhia com a MPX para a exploração da Usina Termelétrica Porto do Pecém. Localizada em São Gonçalo do Amarante, no Estado do Ceará, a Porto Pecém, quando concluída em 2012, terá capacidade instalada de 720 MW por meio da utilização de carvão mineral. EDP Renováveis Brasil S.A. ( EDPRB ) A EDP Renováveis Brasil S.A. é companhia que tem por objeto social a realização das atividades de geração, transmissão e comercialização de energia elétrica de qualquer origem e natureza, e em particular as de regime especial, incluindo entre elas, apenas como exemplos, as de produção hidráulica ou mini-hidráulica, eólica, solar, solar térmica, fotovoltaica, biomassa e resíduos. A EDPRB realiza, ainda, a identificação, o estudo, o planejamento, o desenvolvimento e a implantação de projetos de geração de energia, em suas diversas formas e modalidades, dentre elas as de regime especial, tais como, sem limitação, as de produção hidráulica ou mini-hidráulica, eólica, solar, solar térmica, fotovoltaica, biomassa e resíduos, bem como a gestão de ativos de geração de energia, a produção e a consolidação de toda a informação de controle de gestão relevante e a implementação dos meios necessários à operação, à manutenção e à exploração de projetos de geração de energia, em suas diversas formas e modalidades, dentre elas as de regime especial, tais como, sem limitação, as de produção hidráulica ou mini-hidráulica, eólica, solar, solar térmica, fotovoltaica, biomassa e resíduos. TRANSMISSÃO Evrecy Participações Ltda. ( Evrecy ) A Evrecy é sociedade que tem por objeto a realização de estudos, de projetos, construção, instalação, operação e exploração de linhas de transmissão de energia elétrica, bem como a prática de atos de comércio em geral, relacionados a essas atividades. DISTRIBUIÇÃO Bandeirante Energia S.A. ( EDP Bandeirante ) A EDP Bandeirante é uma das principais concessionárias de distribuição de energia elétrica do Estado de São Paulo segundo a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica ( Abradee ), e a maior da Companhia. Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. ( EDP Escelsa ) A EDP Escelsa é a principal concessionária de distribuição de energia elétrica do Estado do Espírito Santo, segundo a Abradee. COMERCIALIZAÇÃO ENERTRADE Comercialização e Serviços de Energia S.A. ( Enertrade ) A Enertrade atua no mercado livre de energia, por meio da comercialização de energia de nossas distribuidoras e no atendimento de consumidores livres no Brasil, tanto nas áreas de concessão das nossas distribuidoras, como também em outras áreas de concessão. OUTRAS EMPRESAS INTEGRANTES DO NOSSO PORTFÓLIO Escelsa Participações S.A. ( EscelsaPar ) PÁGINA: 88 de 404

95 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Sociedade constituída com o fim específico de prestação de serviços diversos de tecnologia da informação, de valor adicionado em redes de comunicação de dados, voz e imagem, inclusive os de tecnologia, bem como a realização de comércio eletrônico e comercialização de bens e serviços em geral. Ipueiras Energia S.A. ( Ipueiras ) A Ipueiras é uma sociedade não operacional que tem por objeto a geração e a comercialização de energia elétrica de qualquer origem e natureza. Pode, para tanto, elaborar estudos de viabilidade e projetos, bem como promover a construção, a operação, a manutenção de usinas de geração e, consequentemente, a realização de quaisquer outros serviços afins ou complementares relacionados ao seu objeto social. A sociedade, nos termos de seu objeto social, poderá, ainda, participar de outras empresas, negócios e/ou empreendimentos voltados à atividade energética. Caso a aquisição da ECE Participações S.A. ( ECE ), descrita no item 6.5 deste Formulário de Referência, venha a ser concluída, a ECE deverá se tornar uma subsidiária da Ipueiras. Enercouto S.A. ( Enercouto ) A Enercouto tem por objeto estudar, planejar, projetar, construir, operar, manter e explorar os sistemas de produção, transmissão, transformação, distribuição e comércio de energia elétrica, bem como serviços correlatos que lhe tenham sido ou venham a ser concedidos, por qualquer título de direito, exclusivamente em relação ao aproveitamento hidrelétrico designado como o conjunto composto pela Usina Hidrelétrica Couto Magalhães e pelas Instalações de Transmissão de Interesse Restrito à Central Geradora. Omega Engenharia e Assessoria Ltda. ( Omega ) Trata-se de sociedade destinada à prestação de serviços de engenharia, serviços de telecomunicações e construção civil, administração e incorporação de imóveis, desenvolvimento de sistemas de informação, assessoria e consultoria na área de energia, intermediação e comercialização de energia elétrica e a participação em outras sociedades, independentemente de seu tipo jurídico. Terra Verde Bioenergia Participações S.A. ( Terra Verde ) A sociedade tem por objeto a participação como acionista em sociedades de propósito específico constituídas para explorar empreendimentos de produção de etanol e de energia elétrica, bem como atividades correlatas e complementares. Atualmente, a Terra Verde se encontra em fase de liquidação. Castelo Energética S.A. Cesa A CESA tem por objeto a realização de estudos, projetos, construção, instalação, operação e exploração de aproveitamentos hidráulicos e usinas térmicas e linhas de transmissão de energia elétrica, bem como a comercialização da energia gerada por esses ou outros empreendimentos. Pantanal Energética Ltda. A Pantanal é uma sociedade constituída que tem por objeto a realização das atividades de geração, transmissão e comercialização de energia elétrica de qualquer origem e natureza; bem como a elaboração de estudos de viabilidade e projetos, aliados à promoção da construção, operação, manutenção de usinas de geração e linhas de transmissão, bem como a realização de outros serviços afins ou complementares a estes relacionados. Costa Rica Energética Ltda. A Costa Rica é sociedade constituída que tem por objeto a operação comercial e exploração dos serviços de energia elétrica gerada pela Pequena Central Hidrelétrica ( PCH ) Costa Rica. Santa Fé Energia S.A. A Santa Fé Energia é sociedade constituída com o objetivo de realizar estudos, projetos, construção, instalação, implantação, operação comercial, manutenção, bem como a exploração do potencial PÁGINA: 89 de 404

96 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas hidráulico da PCH Santa Fé PCH Francisco Gros, localizada no Município de Alegre, Estado do Espírito Santo. Elebrás Projetos S.A. ( Elebrás ) A Elebrás é sociedade constituída com o objetivo de realizar de estudos, projetos, construção, instalação, implantação, operação comercial, manutenção, bem como a exploração do potencial do Parque Eólico Cidreira I, localizado no Município de Tramandaí, Estado do Rio Grande do Sul, e a comercialização da energia gerada por esse empreendimento. Couto Magalhães Energia S.A. ( Couto Magalhães ) A Couto Magalhães Energia é sociedade constituída com o objetivo de estudar, planejar, projetar, construir, operar, manter e explorar os sistemas de produção, transmissão, transformação, distribuição e comércio de energia elétrica, bem como serviços correlatos que lhe tenham sido ou venham a ser concedidos, por qualquer título de direito, exclusivamente em relação ao Aproveitamento Hidrelétrico composto pela Usina Hidrelétrica Couto Magalhães, com potência instalada mínima de 150,0 Mw, bem como das respectivas Instalações de Transmissão de Interesse Restrito à Central Geradora, nos termos do Contrato de Concessão nº 021/2002 ANEEL AHE COUTO MAGALHÃES. CENAEEL Central Nacional de Energia Eólica S.A. ( CENAEEL ) O CENAEEL é sociedade constituída com o objetivo de produzir energia elétrica, bem como realizar a sua transmissão e distribuição, além da realização de projetos de usinas eólicas e hidrelétricas de pequeno, médio e grande porte. PÁGINA: 90 de 404

97 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais 7.2. Informações sobre cada segmento operacional que tenha sido divulgado nas 3 últimas demonstrações financeiras de encerramento de exercício social ou, quando houver, nas demonstrações financeiras consolidadas: As informações contábeis referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2008 não estão sendo apresentadas, pois a Companhia, alinhada com o mercado brasileiro, adotou pela primeira vez as normas internacionais de contabilidade em suas Demonstrações Financeiras referente ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2010, retroagindo a 1º de janeiro de 2009 conforme definido pela CVM, e, portanto, as informações não são comparativas. (em milhares de reais, exceto quando indicado) a) Produtos e serviços comercializados ATIVIDADES DE DISTRIBUIÇÃO O segmento de distribuição concentra as principais atividades do Grupo EDP, tendo representado 74,6% da nossa receita líquida total no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009, totalizando R$3.446 milhões, 74,7% da nossa receita líquida total no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2010, totalizando R$3.763 milhões e comparando o período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 com 2011, a receita líquida total representou 76,9% e 74,4%, totalizando R$923 milhões e R$1.030 milhões, respectivamente. Possuímos forte presença no Estado de São Paulo e presença dominante no Estado do Espírito Santo, nos quais atuamos por meio de nossas distribuidoras, EDP Bandeirante e EDP Escelsa, respectivamente. EDP Bandeirante A EDP Bandeirante conta atualmente com uma base de 1,5 milhão de clientes, atendendo a uma população de cerca de 4,6 milhões de habitantes, em 28 municípios localizados nas regiões do Alto Tietê, Vale do Paraíba e Litoral Norte do Estado de São Paulo, uma área de 9,6 mil km2. Sua área de concessão localiza-se numa região altamente desenvolvida em infra-estrutura, escoamento da produção e ambiente empresarial dinâmico, com destaque para os setores de metalurgia, automobilístico, papel e celulose, produtos químicos, borracha e plástico e tecnologia, contando com aproximadamente 10,7 mil indústrias e mais de 94,6 mil estabelecimentos comerciais em 31 de dezembro de 2010 e com aproximadamente 10,9 mil indústrias e mais de 95,2 mil estabelecimentos comerciais em 31 de março de EDP Escelsa A EDP Escelsa distribui energia elétrica no Estado do Espírito Santo. A empresa possui aproximadamente 1,2 milhão de clientes e atende uma população de cerca de 3,2 milhões de habitantes, em 70 municípios distribuídos por todo o Estado do Espírito Santo, numa área de 41,2 mil km 2, que representa aproximadamente 90% da área total do Estado. Sua área de concessão localiza-se numa região com grande potencial de desenvolvimento, com destaque para os setores de petróleo e gás, minério de ferro, produtos químicos e pedras ornamentais, contando com aproximadamente 11,2 mil indústrias e mais de 99,1 mil estabelecimentos comerciais em 31 de dezembro de 2010 e com aproximadamente 11,3 mil indústrias e mais de 100,2 mil estabelecimentos comerciais em 31 de março de Balanço Energético O total de energia elétrica requerida pelo sistema de distribuição das concessionárias da Companhia totalizou GWh em Desse montante, 59,5% referem-se à EDP Bandeirante e 40,5% à EDP Escelsa. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010, o total foi de GWh, distribuídos pela EDP Bandeirante e pela EDP Escelsa à proporção de 60,3% e 39,7%, respectivamente. O volume de energia requerida pelo sistema de distribuição composto pelas concessionárias da EDP Energias do Brasil totalizou GWh no 1º Trimestre de Do total, 58% foram para a EDP Bandeirante e 42% para a EDP Escelsa. PÁGINA: 91 de 404

98 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais A seguir, segue o balanço energético consolidado do exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010 das distribuidoras da Companhia relativo aos volumes, em MWh, com suas entradas e saídas de energia, assim como a perda decorrente do processo. Exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010: BALANÇO ENERGÉTICO 2010 (MWh) Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Suprimento Energia Leilão Perdas de Itaipu Fornecimento ( - ) = Requerida Outros Vendas C.Prazo Perdas e Diferenças Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo Energia em Trânsito No gráfico acima, dos nossos requerimentos de energia (entradas de energia): Itaipu significa energia comprada da usina hidrelétrica de Itaipu, usina detida em partes iguais pelo Brasil e pelo Paraguai, ressaltando-se que o volume de compra de energia é referenciado à própria usina, justificando-se assim as Perdas de Itaipu decorrentes do transporte de sua energia, da SE Foz do Iguaçú até o centro de gravidade, constituídas pelas perdas elétricas no Tronco de Itaipu (corrente contínua) e perdas no conjunto de linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos com tensão igual ou superior a 230 kv e instalações definidas pela ANEEL ( Rede Básica ). O centro de gravidade é o ponto virtual onde as perdas entre os Produtores e Consumidores se igualam e onde são consideradas todas as vendas e compras de energia; PROINFA compreende a energia adquirida compulsoriamente do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica, criado pela Lei nº /02, revisado pela Lei nº /03, que tem por objetivo a diversificação da matriz energética nacional através da produção de energia de fontes eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas ( PCH ); Bilaterais são contratos de compra e venda de energia, negociados livremente entre duas partes, e firmados antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico; Leilões significa a energia comprada em Leilões do Ambiente de Contratação Regulada ( ACR ), estabelecido pela /04, que criou o Novo Modelo do Setor Elétrico ( Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ); Compras Curto Prazo e Vendas Curto Prazo retrata a posição de déficit ou sobra no Mercado de Curto Prazo segmento da CCEE onde são comercializadas as diferenças entre os montantes de energia contratados e os montantes de geração ou consumo efetivamente verificados; e Energia em Trânsito significa a energia que os consumidores livres ou outras concessionárias adquirem de outros supridores e que transitam pela rede das distribuidoras da Companhia. A energia em trânsito se repete no item de entradas e saídas tendo em vista que ela representa apenas o uso da rede de distribuição, não fazendo parte do faturamento das distribuidoras. Fornecimento significa distribuição ao mercado. Suprimento compreende pequenos intercâmbios de energia, vendida por nossas distribuidoras a outras concessionárias e distribuição. PÁGINA: 92 de 404

99 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Perdas na Distribuição significam perdas de energia ocorridas no sistema de distribuição. Sistema de Distribuição As distribuidoras da Companhia possuem uma ampla rede de distribuição, composta predominantemente por linhas de transmissão aéreas e subestações com níveis de tensão variados. Os consumidores são classificados por nível de tensão, com base na carga instalada e/ou demanda contratada. Grandes consumidores industriais e comerciais recebem energia elétrica em níveis de tensão elevados (até 138 kv), enquanto consumidores industriais e comerciais menores e residenciais recebem energia elétrica em níveis de tensão mais baixos (iguais ou inferiores a 69 kv). O quadro a seguir apresenta a evolução dos principais componentes do sistema de distribuição da Companhia para os períodos indicados. DISTRIBUIÇÃO 31/12/ /12/2010 Km de Linha de Distribuição/ Transmissão (maior ou igual a 69 kv) Km de Média Tensão (entre 1kv e 69kv) Km de Baixa Tensão (menor ou igual a 1kv) Nº. de Postes de Rede de Distribuição Nº. de Transformadores de Distribuição Nº. de Transformadores de Distribuição (Urbano) Nº. de Transformadores de Distribuição (Rural) As linhas de transmissão que a Companhia utiliza ocupam áreas de sua propriedade que foram adquiridas ou desapropriadas, bem como áreas nas quais detém apenas o direito de passagem (mediante indenização). Certas faixas de transmissão são compartilhadas com outras sociedades transmissoras de energia elétrica. A escolha de uma determinada faixa de transmissão depende de critérios técnicos e é seguida de negociação com os respectivos proprietários. Geralmente a Companhia adquire direito de passagem por vias públicas sem ônus. No entanto, precisa pagar indenização quando utiliza vias particulares. Tendo em vista o interesse público no desenvolvimento dos serviços de energia elétrica, a Companhia não encontra grandes dificuldades na instalação de novas linhas de média e baixa tensão. Indicadores de Qualidade O nível de qualidade e eficiência do sistema de distribuição de uma concessionária de distribuição de energia elétrica é demonstrado pelo Índice de Duração Média das Interrupções, medido em horas por consumidor por ano ( DEC ), e Índice de Freqüência das Interrupções, medido em número de interrupções por consumidor por ano ( FEC ) e Tempo Médio de Atendimento, medido em minutos ( TMA ). As metas de DEC e FEC a serem observadas pelas concessionárias são definidas pela ANEEL e publicadas na conta do consumidor. A tabela abaixo mostra a duração e a frequência das interrupções na rede de distribuição das distribuidoras da Companhia para os períodos indicados: T2011 DEC FEC TMA REF. ANEEL DEC FEC TMA REF. ANEEL DEC FEC TMA REF. ANEEL (HORAS) (VEZES) (MIN.) (DEC/FEC) (HORAS) (VEZES) (MIN.) (DEC/FEC) (HORAS) (VEZES) (MIN.) (DEC/FEC) EDP BANDEIRANTE 12,8 6, ,2 / 9,4 12,2 7, ,2/8,8 11,0 6,8 177,8 9,7/8,4 EDP ESCELSA 11,44 6, ,7 / 9,7 9 6, ,5/9,1 8,9 6,3 202,0 11,2/9,0 PÁGINA: 93 de 404

100 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Perdas de Energia Os resultados financeiros das distribuidoras da Companhia são afetados por perdas de energia elétrica, uma vez que essa energia poderia de outra forma ter sido distribuída a consumidores finais ou outras concessionárias, reduzindo as necessidades de compra de energia para revenda. As perdas de energia estão divididas em duas categorias básicas: perdas técnicas, que são inerentes ao fluxo de energia elétrica através do sistema de distribuição e perdas não técnicas, que são as que resultam de conexões ilegais, fraudes, erros de medição e de faturamento. Cabe salientar que as perdas técnicas são intrínsecas ao transporte de energia, podendo ocorrer tanto na transmissão quanto na distribuição de energia, na medida em que estão associadas à dissipação da energia ocorrida na rede elétrica. Portanto, trata-se de quantidade de energia não consumida pelos clientes. As perdas não técnicas consistem na quantidade de energia efetivamente consumida pelos clientes, mas não convertida em receita de venda de energia, em decorrência de ligações clandestinas, medidores fraudados ou defeituosos, entre outros. As perdas de energia elétrica, expressas como um percentual médio do total da energia requerida no período, permaneceram estáveis no ano de 2010 em relação aos níveis verificados em dezembro de 2009, com destaque para a redução 0,6 p.p. das perdas comerciais, que ficaram em 5,7%. No 1º trimestre de 2011 a perda comercial verificada foi de 5,32%. As perdas totais em 2010 foram de 12,3%, e no 1º trimestre de 2011 foram de 11,9%. Em 2010, as perdas totais da EDP Escelsa foram de 14,0% e as perdas totais da EDP Bandeirante foram de 11,1%, e no 1º trimestre de 2011 foram 13,4% e 10,9%, respectivamente. Em 2009, as distribuidoras da Companhia desembolsaram um total de R$37,1 milhões em programas de combate às perdas, do total de recursos destinados aos programas, R$ 22,3 milhões foram para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 14,8 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retiradas de ligações irregulares), onde as concessionárias do Grupo EDP realizaram aproximadamente 174 mil inspeções, que resultaram na retirada de aproximadamente 115 mil ligações clandestinas, desta forma recuperando de cerca de R$25,1 milhões. Do total de recursos direcionados a esses programas, R$22,3 milhões foram para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial, telemedição e regularização de ligações clandestinas) e R$14,8 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações clandestinas). No ano de 2010, EDP Bandeirante e EDP Escelsa desembolsaram um total de R$ 60,4 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos direcionados a esses programas, R$ 38,7 milhões foram para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 21,7 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares). Programa de Combate às Perdas (R$ MM) Investimentos Operacionais 38,7 22,3 Despesas Gerenciáveis 21,7 14,8 Total 60,4 37,1 Em 2010, nossas concessionárias realizaram aproximadamente 266 mil inspeções, 20,4 mil regularizações de ligações clandestinas e foram retiradas 116 mil ligações irregulares que resultaram na recuperação de receitas de cerca de R$ 24,8 milhões. Vale ressaltar que para analisar a eficácia das iniciativas de combate às perdas comerciais, é necessário considerar, além das receitas recuperadas, o custo de oportunidade de não se ter ações direcionadas a coibir fraudes e ligações clandestinas. PÁGINA: 94 de 404

101 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Perda Comercial Perda Técnica 13,9% 15,5% 14,0% 13,4% 10,7% 11,2% 11,1% 10,9% 5,2% 6,8% 5,7% 5,2% 5,5% 6,0% 5,6% 5,4% 5,2% 5,2% 5,5% 5,5% 8,7% 8,8% 8,3% 8,2% BAND 2008 BAND 2009 BAND 2010 BAND 1T2011 ESCE 2008 ESCE 2009 ESCE 2010 ESCE 1T2011 A tabela abaixo apresenta dados relacionados às perdas técnicas e comerciais das distribuidoras da Companhia e as perdas médias consolidadas da Companhia nos últimos três exercícios sociais encerrados conforme indicado abaixo: Exercício encerrado em 31 de dezembro de IT (em %) EDP Bandeirante Técnica Não Técnica Total EDP Escelsa Técnica Não Técnica Total EDP Perdas Consolidadas Técnica Não Técnica Total ATIVIDADES DE GERAÇÃO Esclarecemos que o valor referente ao lucro líquido do segmento Geração constante neste é diferente do respectivo valor constante em nossas Demonstrações Financeiras, porque se encontra deduzido do valor correspondente à participação dos acionistas não controladores, ao passo que em nossas Demonstrações Financeiras essa participação dos acionistas não controladores está na coluna de eliminações. PÁGINA: 95 de 404

102 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2009, o volume de energia gerada pelas usinas do Grupo EDP, descontando o consumo interno, alcançou GWh, 25,9% superior ao volume registrado no mesmo período de 2008 que foi de GWh. O volume de energia vendida totalizou GWh, aumento de 24,6% em comparação aos GWh de 2008 devido à consolidação do volume vendido pela Lajeado Energia e Investco durante todo o ano de 2009 e ao início de entrega de energia pela PCH Santa Fé. A receita líquida do negócio de geração, desconsiderando as eliminações de consolidação, totalizou R$ 979,1 milhões, crescimento de 24,5% na comparação com o período de 2008, quando havia alcançado R$786,3 milhões. O lucro líquido totalizou R$257,8 milhões, excluindo a participação de não controladores. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010, o volume de energia gerada pelas usinas do Grupo EDP, descontando as perdas do sistema elétrico, alcançou GWh, 5,6% superior ao volume registrado no mesmo período de O volume de energia vendida totalizou GWh, aumento de 4,1% em comparação aos GWh de A receita líquida do negócio de geração, desconsiderando as eliminações de consolidação, totalizou R$ 1.004,1 milhões, crescimento de 2,6% na comparação entre os dois períodos. O lucro líquido reduziu 22,8%, totalizando R$ 199,0 milhões. No primeiro trimestre de 2011, a receita líquida do negócio de geração, desconsiderando as eliminações de consolidação, totalizou R$ 265,1 milhões, crescimento de 16,7% na comparação com o mesmo período de O lucro líquido aumentou 11,1%, totalizando R$ 44,0 milhões, excluindo a participação de não controladores. O volume de energia vendida no grupo no 1º Trimestre de 2011 alcançou 1.981,6 GWh, aumento de 11,2% em relação aos 1.781,5 GWh vendidos no 1º trimestre de 2010, resultado da sazonalidade dos contratos de venda de energia, com uma alocação maior no primeiro semestre deste ano em comparação ao ano anterior. O preço médio praticado foi 5,7% superior ao 1º trimestre de 2010, reflexo dos reajustes dos contratos pela inflação acumulada. A energia elétrica produzida pelo Grupo EDP é essencialmente de origem hidrelétrica. A energia produzida é transmitida por sistemas próprios ou de terceiros às distribuidoras, que levam a energia até ao cliente final. Sob a perspectiva da comercialização, as geradoras da Companhia vendem a sua garantia física, conforme determinada pela ANEEL, a comercializadoras ou distribuidoras de energia elétrica. Principal vetor estratégico para o crescimento dos negócios da Companhia, a área de geração encerrou o ano de 2009 com capacidade instalada de 1.732,5 MW e encerrou o ano de 2010 com capacidade instalada de 1.744,5 MW, permanecendo essa mesma capacidade em 31 de março de O crescimento do ano de 2010 em relação aos 1.732,5 MW de capacidade instalada de 2009 deveu-se principalmente à finalização de repotenciação da PCH Rio Bonito, PCH Suíça, Unidade Geradora nº 3 da PCH Mascarenhas e à correção da capacidade instalada da PCH Paraíso Paraíso. A tabela abaixo apresenta uma breve descrição dos nossos ativos de geração, com dados relativos a 2010: PÁGINA: 96 de 404

103 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Usinas Capacidade Instalada Garantia Física (em MW) (em MW Médios) Enerpeixe (1) 452,0 271,0 UHE Peixe Angical 452,0 271,0 Lajeado e Investco 902,5 526,6 UHE Lajeado (2) 902,5 526,6 Energest 218,4 145,9 UHE Mascarenhas 184,5 127,0 UHE Suíça 33,9 18,9 Energest/Cesa 67,6 36,4 PCH São João 25,0 14,4 PCH Rio Bonito 22,5 9,4 PCH Fruteiras 8,7 5,6 PCH Jucu 4,8 2,9 PCH Viçosa 4,5 2,8 PCH Alegre 2,1 1,3 Energest/Pantanal 52,8 35,6 PCH Mimoso 29,5 20,9 PCH Paraíso 21,6 13,3 CGH São João I 0,7 0,6 CGH São João II 0,6 0,5 CGH Coxim 0,4 0,3 Energest/Costa Rica 16,0 12,3 PCH Costa Rica 16,0 12,3 Energest/ Santa Fé 29,0 16,4 PCH Francisco Gros (ex PCH Santa Fé) 29,0 16,4 Cenaeel (3) 6,2 1,6 Água Doce 4,1 1,1 Horizonte 2,2 0,5 Total 1.744, ,8 (1) A Companhia possui 60% de participação na usina. (2) A Companhia possui 72,27% de participação na usina. (3) Valores correspondentes a 45% da Companhia na EDP Renováveis S.A. PÁGINA: 97 de 404

104 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Evolução da Capacidade Instalada (MW) Fonte Hídrica Lajeado e Investco (1) 902,5 902,5 Energest 218,5 215,0 Cesa 67,6 65,7 Costa Rica 16,0 16,0 Pantanal 52,8 52,2 Enerpeixe (2) 452,0 452,0 Santa Fé 29,0 29,0 Fonte Eólica Cenaeel (3) 6,2 6,2 Total 1.744, ,6 (1) A Companhia possui 72,27% de participação na usina. (2) A Companhia possui 60% de participação na usina. (3) Valores correspondentes a 45% da Companhia na EDP Renováveis S.A. Garantia Física (MW Médios) Lajeado e Investco (1) 526,6 526,6 Energest 145,9 145,9 Cesa 36,4 34,9 Costa Rica 12,3 12,3 Pantanal (2,) 35,6 35,6 Enerpeixe (3) 271,0 271,0 Santa Fé 16,4 16,4 Cenaeel (4) 1,6 1,3 Total 1.045, ,0 (1) Correspondente à participação no capital votante da EDP Energias do Brasil. (2) Não inclui a garantia física das térmicas Coxim e Corumbá (3,85 MW médios). (3) Correspondente aos 60% da garantia física da EDP Energias do Brasil. (4) Cenaeel não possui garantia física; ela é remunerada pela sua geração efetiva. Enerpeixe S.A. ( Enerpeixe ) A Companhia participa com 60% da Enerpeixe que detém o ativo hidrelétrica Peixe Angical, localizada no Rio Tocantins, construída em parceria com Furnas Centrais Elétricas S.A. ( Furnas ). A capacidade instalada é de 452 MW. Usina Hidrelétrica Peixe Angical Localizada no Rio Tocantins, nos municípios de Peixe e São Salvador, Estado do Tocantins, a Usina possui capacidade instalada de 452 MW. Iniciou suas atividades em 27 de junho de 2006, com a operação comercial da Unidade Geradora n.º 1. Em 29 de julho e 16 de setembro de 2006, iniciaram-se as operações comerciais das Unidades Geradoras n.º 2 e 3, respectivamente. A concessão para exploração da Usina de Peixe Angical, válida pelo período de 35 anos, foi outorgada pela União, em 28 de junho de 2001, à Enerpeixe, empresa vencedora do processo licitatório. Atualmente, a Enerpeixe possui como acionistas a Companhia, de capital particular com 60% das ações, e Furnas Centrais Elétricas S.A., de capital estatal com 40% das ações. A energia elétrica produzida é comercializada pela Enerpeixe, na condição de Produtor Independente, nos termos do contrato de concessão. Energest S.A. ( Energest ) PÁGINA: 98 de 404

105 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Controla direta e indiretamente os ativos de geração de energia elétrica de propriedade da Companhia detendo 15 usinas em operação, com capacidade total de 380,4 MW. As usinas estão localizadas nos estados do Espírito Santo (311,6 MW de capacidade instalada) e Mato Grosso do Sul (68,8 MW de capacidade instalada). A Energest é responsável pelo gerenciamento das hidrelétricas Mascarenhas e Suíça e das PCHs pertencentes às empresas Castelo Energético S.A ( Cesa ), Costa Rica Energética Ltda. ( Costa Rica ), Pantanal Energética Ltda. ( Pantanal Energética ) e da PCH Francisco Gros (ex PCH Santa Fé). Lajeado Energia, S.A. ( Lajeado ) e Investco S.A. ( Investco ) Têm como atividade a exploração da UHE Lajeado, localizada no Rio Tocantins, nos municípios de Lajeado e Miracema do Tocantins, Estado do Tocantins. A Usina tem capacidade instalada de 902,5 MW, distribuída em cinco unidades geradoras com capacidade de 180,5 MW cada. Usina Hidrelétrica de Lajeado A Usina Hidrelétrica Luís Eduardo Magalhães, localizada no Rio Tocantins, no Estado do Tocantins ( UHE Lajeado ), iniciou suas operações comerciais em dezembro de 2001, com a entrada em operação da primeira turbina. Em 2002, a usina atingiu sua condição de operação plena, com cinco turbinas, cada uma com capacidade de geração de 180,5 MW, totalizando a capacidade instalada de 902,5 MW. A concessão para a exploração da UHE Lajeado, válida pelo prazo de 35 anos, foi outorgada pela União Federal, em 16 de dezembro de 1997, ao consórcio vencedor do processo licitatório. Após a reorganização societária superveniente à permuta de ativos com o Grupo de Rede, conforme indicado no item 6.5 deste Formulário de Referência, a Companhia passou a deter 47,23% do capital total da Rede Lajeado. Por sua vez, a Companhia passou a deter 73,0% do capital votante (controle) da Investco, através da Rede Lajeado e EDP Lajeado. A divisão do montante de energia elétrica comercializada se dá em proporção à participação no capital votante da Investco, observado o Contrato de Concessão. A Investco é responsável pela contratação e aquisição de todos os serviços e equipamentos relacionados à construção e operação da UHE Lajeado, bem como pela contratação dos financiamentos necessários para tanto. A EDP Lajeado comercializa a energia proveniente da UHE Lajeado com duas empresas do Grupo EDP, a Enertrade e a EDP Bandeirante. Para possibilitar aos acionistas da Investco a exploração da UHE Lajeado, na proporção de suas respectivas participações na Concessão, a Investco, como proprietária dos ativos de geração de energia existentes na UHE Lajeado, e cada um dos acionistas da Investco, como titulares, coletivamente, de 99% da Concessão, celebraram, em julho de 2001, conforme aditados em 23 de junho de 2009, contratos de arrendamento ( Contratos de Arrendamento ) da fração ideal dos ativos de geração existentes na UHE Lajeado, correspondente à participação de cada acionista da Investco na Concessão. Pelo arrendamento dos ativos, cada acionista da Investco paga à Investco, mensalmente, a partir da data do início da operação comercial da primeira unidade geradora da UHE Lajeado, a título de aluguel, valor mensal pré-determinado e sujeito a descontos calculados mensalmente em função das obrigações da Investco previstas nos contratos de financiamento abaixo descritos e em suas despesas operacionais. As obrigações dos acionistas da Investco previstas nos Contratos de Arrendamento são garantidas pelo penhor de (i) seus direitos emergentes da parcela da Concessão de que são titulares; e (ii) seus direitos creditórios decorrentes da comercialização da energia da UHE Lajeado, exceto quanto à parcela de energia correspondente a 30% dos valores dos recebíveis representados pelos faturamentos mensais provenientes da comercialização da energia produzida pela UHE Lajeado e à parcela correspondente a 50% dos valores dos recebíveis da comercialização dos excedentes da energia produzida pela UHE Lajeado, que estão caucionados às Centrais Elétricas Brasileiras S.A. ( Eletrobrás ) nos termos do Acordo Eletrobrás. PÁGINA: 99 de 404

106 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Cenaeel A Companhia celebrou um contrato de compra de 45% da Cenaeel em junho de 2008, sendo os 55% restantes de propriedade da EDP Renováveis S.A.. A Cenaeel possui dois parques eólicos em operação em Santa Catarina (Água Doce com 9,0 MW e Horizonte com 4,8 MW), totalizando 13,8 MW de capacidade instalada. A operação foi concluída em 16 de fevereiro de Tramandaí A EDP Renováveis Brasil S.A., empresa em que a EDP Energias do Brasil possui 45% de participação, começou em 15 de março de 2010 a construção do Parque Eólico Elebrás Cidreira I, no município de Tramandaí, estado do Rio Grande do Sul, com capacidade de 70 MW. Em operação comercial desde 21 de maio de Ampliação da Capacidade de Geração A estratégia de crescimento adotada pela Companhia no segmento de geração baseia-se em uma abordagem seletiva de projetos para entregar crescimento rentável e orientado para a criação de valor. Segue, abaixo, uma descrição dos projetos da Companhia. Pecém A estratégia para ampliar a capacidade instalada da Companhia inclui a construção de Pecém, no Estado do Ceará, na qual detém participação de 50% em parceria com a MPX. A Pecém utilizará carvão mineral importado e terá capacidade instalada de 720 MW, dos quais 615 MW foram vendidos pela Pecém no leilão A-5, realizado pela CCEE, em outubro de O investimento total do projeto será de R$2,8 bilhões. O preço alcançado no leilão foi de R$125,95/MWh, para um contrato com duração de 15 anos. A estruturação do projeto, incluindo as condições do EPC (Engineering, Procurement & Construction) e do financiamento, assegurou a venda da energia em condições de retorno atrativas. O cronograma de implantação prevê início de operação comercial da planta anterior a janeiro de 2012, data em que se inicia o compromisso de entrega de energia assumido no Mercado Regulado. PCH Francisco Gros (ex-pch Santa Fé). Conforme Comunicado ao Mercado, divulgado em 15 de junho de 2009, a ANEEL publicou Despacho referente à liberação da segunda unidade geradora da PCH Santa Fé, para início da operação comercial a partir de 11 de junho de Localizada no município de Alegre (ES), o empreendimento possui capacidade instalada de 29 MW e garantia física de 16,4 MW médios. Deste montante, 16 MW médios foram vendidos para 30 distribuidoras no Leilão A-3, ocorrido em junho de 2006, com início de suprimento a partir de O empreendimento teve um investimento total de R$161,9 milhões, dos quais 47%, ou R$ 75,6 milhões, são na forma de dívida com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social ( BNDES ) e os 53% restantes, ou R$ 86,3 milhões, são capital próprio.. O Despacho ANEEL nº 2.913, de 04 de outubro de 2010, anuiu com a alteração da denominação da PCH Santa Fé para PCH Francisco Gros. UHE Santo Antônio do Jari Em 15 de junho de 2011, através da nossa controlada Ipueiras Energia SA, celebramos contrato para aquisição da ECE Participações S.A. ( ECE ), detentora de 90% do Consórcio Amapá Energia, a qual possui os direitos de exploração da Usina Hidrelétrica de Energia ( UHE ) Santo Antônio do Jari, na divisa dos Estados do Pará e Amapá. A participação remanescente de 10% do Consórcio Amapá Energia é detida pela Jari Energética S.A. ( JESA ), detentora original da concessão, que tem o direito de venda conjunta da PÁGINA: 100 de 404

107 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais sua participação pelo mesmo preço e nas mesmas condições de pagamento (tag along). O prazo para exercício deste direito termina em 15 de Julho de A UHE Santo Antônio do Jari possui 300 MW de capacidade instalada e 196,1 MW médios de energia assegurada, correspondendo a um fator de utilização de 65%, já aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ), dos quais 190 MW médios foram vendidos no Leilão A-5 de dezembro de 2010 pelo período de 30 anos findo em 31 de dezembro de 2044, equivalente ao término da concessão. O projeto prevê ainda o acréscimo de 73,40 MW de capacidade instalada, o qual está pendente de aprovação pela ANEEL. O investimento total previsto pode variar entre R$ milhões e R$ milhões, incluindo o investimento na construção da usina para a instalação da capacidade máxima de 373,4 MW, o pagamento do projeto aos vendedores e considerando o eventual exercício de tag along pela JESA. O fechamento definitivo dessa operação depende do cumprimento de algumas condições precedentes, que incluem autorizações regulatórias dentre as quais a anuência da ANEEL para a transação. Para informações adicionais acerca da referida operação, favor ver item 6.5 deste Formulário de Referência. Repotenciações Em 2010, foi finalizada a repotenciação da última máquina da PCH Rio Bonito (1,9MW). No total foram adicionados 5,7 MW à capacidade instalada da PCH. A finalização da repotenciação da UHE Mascarenhas (17,5MW) está prevista para o ano de O gráfico a seguir mostra o crescimento da capacidade de geração do Grupo EDP nos próximos anos, considerando apenas os projetos já em andamento. Em 2012, com a entrada em operação comercial de Pecém, a capacidade instalada total atingirá MW. ATIVIDADES DE COMERCIALIZAÇÃO Nossas atividades de comercialização de energia são realizadas pela Enertrade. A atuação da Enertrade direciona-se para o mercado livre de energia elétrica atendendo não só os consumidores livres das áreas de concessão da EDP Bandeirante e da EDP Escelsa, mas também aqueles localizados no restante do território nacional. Além de contratos com consumidores livres, a Enertrade mantém também relações comerciais com outras comercializadoras e com Produtores Independentes. Em volume anual de venda de energia, a Enertrade é a terceira maior comercializadora privada do setor elétrico brasileiro, de acordo com os registros da CCEE. O volume de energia comercializada totalizou GWh durante o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010, contra GWh no exercício social encerrado em 31 de dezembro de O objetivo da comercializadora é garantir margem, e portanto sujeita-se às condições de mercado, o que pode significar uma redução ou aumento dos volumes vendidos, objetivando o crescimento da remuneração da carteira global de contratos. PÁGINA: 101 de 404

108 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Em 2010, a Enertrade iniciou a venda de serviços de infraestrutura e eficiência energética, como estratégia de diferenciação. A tabela abaixo apresenta o volume de energia comercializado pela Enertrade no primeiro trimestre de 2011 e nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2010 e 2009: Exercício Social encerrado em 31/03/ (Em GWh) (Em GWh) (Em GWh) Venda de Energia Terceiros Empresas do Conglomerado EDP Total Compra de Energia Terceiros Lajeado Total Fonte: CCEE ATIVIDADES DE TRANSMISSÃO Corresponde a transferência da concessão de transmissão da Castelo Energética S.A. para a Evrecy, regida pelo Contrato de Concessão de Transmissão no. 020/2008 ANEEL referente às Linhas de Transmissão (i) Governador Valadares Conselheiro Pena (230kV); (ii) Conselheiro Pena Aimorés (230kV); e (iii) Aimorés Mascarenhas (circuito 1) (230kV) e Subestação Mascarenhas (230/138 kv), localizadas nos Estados de Minas Gerais e Espírito Santo, mediante cisão parcial da CESA Castelo Energética S.A. OUTRAS ATIVIDADES Embora os principais negócios da Companhia estejam voltados para as áreas de distribuição, geração e comercialização de energia elétrica, desenvolve também atividades de assessoria e consultoria técnica na área de energia, em suas diferentes formas e modalidades, tendo como clientes várias companhias elétricas brasileiras e estrangeiras, atuando, ainda, na área de transmissão de energia elétrica. Abaixo, segue, descrição das subsidiárias da Companhia que desempenham outras atividades no Grupo EDP: Energest: sociedade que concentra a gestão dos ativos de geração existentes e futuros da Companhia. Escelsapar: Escelsa Participações S.A., sociedade que realiza serviços de Tecnologia da Informação e Internet exclusivamente para as empresas do Grupo EDP. Evrecy: A Evrecy Participações Ltda. é sociedade que tem por objeto a realização de estudos, de projetos, construção, instalação, operação e exploração de linhas de transmissão de energia elétrica, bem como a prática de atos de comércio em geral, relacionados a essas atividades. b) Receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida da Companhia Geração PÁGINA: 102 de 404

109 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Esclarecemos que o valor referente ao lucro líquido do segmento Geração constante neste é diferente do respectivo valor constante em nossas Demonstrações Financeiras, porque se encontra deduzido do valor correspondente à participação dos acionistas não controladores, ao passo que em nossas Demonstrações Financeiras essa participação dos acionistas não controladores está na coluna de eliminações. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2009, as geradoras da Companhia registraram uma receita operacional líquida de R$ 979,1 milhões, o que representou cerca de 21,2% de sua receita líquida total. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010, as geradoras registraram uma receita operacional líquida de R$ 1.004,1 milhões, o que representou cerca de 19,9% da receita líquida total da Companhia. No primeiro trimestre de 2011, as geradoras registraram uma receita operacional líquida de R$ 265,1 milhões, o que representou cerca de 19,1% da receita líquida total da Companhia (Não considera as eliminações intragrupo) Distribuição No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2009, as distribuidoras da Companhia registraram uma receita operacional líquida de R$ 3.446,2 milhões, o que representou cerca de 74,6% da receita líquida da Companhia. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010, distribuidoras da Companhia registraram uma receita operacional líquida de R$ 3.762,7 milhões, o que representou cerca de 74,7% da receita líquida total da Companhia. No primeiro trimestre de 2011, distribuidoras da Companhia registraram uma receita operacional líquida de R$ 1.030,1 milhões, o que representou cerca de 74,4% da receita líquida total da Companhia (Não considera as eliminações intragrupo). Comercialização As atividades de comercialização tem atuação direcionada, sobretudo, no atendimento de consumidores livres no Brasil, tanto nas áreas de concessão das distribuidoras da Companhia, como também em outras áreas de concessão. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2009, a receita operacional líquida totalizou R$ 763,2 milhões, o que representou cerca de 16,5% da receita líquida total da Companhia. No exercício social findo em 31 de dezembro de 2010, a receita operacional líquida gerada pela Enertrade foi de R$ 741,4 milhões, o que representou cerca de 14,7% da receita líquida total da Companhia. No primeiro trimestre de 2011, a Enertrade registrou uma receita operacional líquida de R$ 230,9 milhões, o que representou cerca de 16,7% da receita líquida total da Companhia (Não considera as eliminações intragrupo). Transmissão No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2009, a receita operacional líquida totalizou R$ 4,2 milhões, o que representou cerca de 0,1% da receita líquida total da Companhia. No exercício social findo em 31 de dezembro de 2010, a receita operacional líquida gerada pela Evrecy foi de R$ 6,2 milhões, o que representou cerca de 0,1% da receita líquida total da Companhia. No primeiro trimestre de 2011, a Evrecy registrou uma receita operacional líquida de R$ 1,5 milhões, o que representou cerca de 0,1% da receita líquida total da Companhia (Não considera as eliminações intragrupo). c) Lucro ou prejuízo resultante do segmento e sua participação no lucro líquido da Companhia R$ Mil Participação no Lucro Líquido (1) 3 meses encerrados em 31 de março de Exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011 % 2010 % 2010 % 2009 % Atividades de Geração (3) ,4% ,9% ,2% ,1% Atividades de Distribuição ,1% ,6% ,4% ,5% Atividades de Comercialização ,8% ,5% ,9% ,6% Atividades de Transmissão ,7% ,6% ,8% ,5% Outros (2) ,0% ,6% ,2% ,7% Resultado Consolidado ,0% ,0% , ,0% (1) Lucro líquido consolidado: Corresponde ao lucro líquido da Companhia, já considerados as eliminações e minoritários. PÁGINA: 103 de 404

110 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais (2) Outros: corresponde às eliminações intra-segmentos, além das atividades da Holding e controlada Escelsapar, que não possuem receita líquida e da participação de não controladores da atividades de Geração. (3) Atividades de Geração: Valores ajustados pela participação de não controladores. PÁGINA: 104 de 404

111 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 7.3. Informações sobre os produtos e serviços que correspondam aos segmentos operacionais divulgados no item 7.2: (em milhares de reais, exceto quando indicado) a) Características do processo de produção Geração As características físicas do Brasil, em especial a grande extensão territorial e a abundância de recursos hídricos foram determinantes para a implantação de um parque gerador de energia elétrica de base predominantemente hidráulica. Resumo da Situação Atual dos Empreendimentos Fonte de Energia Situação Capacidade Associada (kw) 122 empreendimento(s) de fonte Eólica Outorgada(*) empreendimento(s) de fonte Eólica em construção empreendimento(s) de fonte Eólica em operação empreendimento(s) de fonte Fotovoltaica em construção empreendimento(s) de fonte Fotovoltaica em operação empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica outorgada(*) empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica em construção empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica 1 empreendimento(s) de fonte Maré em operação outorgada(*) empreendimento(s) de fonte Termelétrica outorgada(*) empreendimento(s) de fonte Termelétrica em construção empreendimento(s) de fonte Termelétrica em operação Fonte: ANEEL, posição em 11 de maio de (*) Foi dado o direito de exploração da fonte de energia pelo poder concedente. As centrais de produção de eletricidade são objeto de concessão, autorização ou registro, segundo o enquadramento realizado em função do tipo de central, da capacidade a ser instalada e do destino da energia. Segundo o destino da energia, as centrais de produção podem ser classificadas como: Produtores cuja outorga de concessão estabelece que a energia produzida destina-se ao serviço público de eletricidade; Produtores independentes, que assumem o risco da comercialização de eletricidade com as distribuidoras ou diretamente no Ambiente de Contratação Livre; e Auto-produtores, que produzem a energia para consumo próprio, podendo o excedente ser comercializado mediante uma autorização. Remuneração das Geradoras Ao contrário das distribuidoras, as geradoras não têm, em seus Contratos de Concessão, a fixação de tarifas, tampouco mecanismos de reajuste e revisão. Anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras comercializavam a sua energia por meio de contratos iniciais, os quais tinham tarifas fixadas pela ANEEL, conforme previsto na Lei do Setor Elétrico ou por meio de contratos bilaterais cujos preços eram livremente negociados entre as partes. Desde a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente podem vender sua energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e operacionalizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. No Ambiente de Contratação Livre - ACL, as geradoras podem vender sua energia a preços livremente negociados às comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a 500GWh/ano e Consumidores Livres. PÁGINA: 105 de 404

112 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Nos contratos bilaterais firmados e homologados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, os preços negociados entre as geradoras e distribuidoras eram, geralmente, influenciados pela limitação de repasse dos custos de aquisição de energia às tarifas cobradas pelas distribuidoras de seus consumidores finais. O repasse de energia adquirida por meio desses contratos é limitado por um valor estabelecido pela ANEEL chamado de valor normativo. Essas limitações ao repasse pelas distribuidoras dos custos de aquisição de energia acabam influenciando os preços de energia ofertados pelas geradoras, uma vez que estes devem ser inferiores ao Valor de Referência Anual para serem competitivos e passíveis de aprovação pela ANEEL. As geradoras contam, ainda, com o MRE mitigar o risco de variações hidrológicas e tornar o resultado do negócio mais estável. Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) Em 2002, o PROINFA foi estabelecido pelo governo para criar incentivos para o desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, PCHs e projetos de Biomassa. Nos termos do PROINFA, a Eletrobrás compra a energia gerada por estas fontes alternativas por um período de 20 anos e a repassa para os consumidores livres e distribuidoras, as quais se incumbem de incluir os custos do programa em suas tarifas para todos os consumidores finais da área de concessão, à exceção dos consumidores classificados como baixa renda. Projetos que buscavam qualificar-se para os benefícios oferecidos pelo PROINFA deviam estar totalmente operacionais até 31 de dezembro de O BNDES aprovou a abertura de uma linha de crédito específica para projetos incluídos no PROINFA, podendo financiar até 80% dos custos de construção das usinas inseridas no programa. Este programa tem como objetivo a inclusão de energia renovável no parque energético nacional em dois momentos: Em 3 anos, a partir de 2004, o total de MW de energia renovável (Fonte: Lei /2002) MW através da energia eólica, MW através da Biomassa, e MW, através de PCHs) deverá fazer parte do parque energético nacional; e Até 2020 a geração oriunda das usinas incentivadas pelo PROINFA deverá atender 15% do crescimento anual da carga. De acordo com a apresentação do MME entitulada Proinfa: Política Pública de Energia Renovável, realizada em Fortaleza, 18 de setembro/2006em 20 anos, a energia renovável deverá representar ao menos 10% de toda a energia produzida no Brasil. A Resolução Normativa ANEEL n 127, de 6 de dezembro de 2004, estabeleceu os procedimentos para o rateio do custo PROINFA, bem como para definição das respectivas cotas de energia elétrica a serem adquiridas pelos Consumidores Livres e distribuidoras, nos termos do Decreto n 5.025, de 30 de março de Mecanismo de Realocação de Energia MRE O MRE é desenvolvido por um processo de 5 etapas que examinam, primeiramente, a capacidade das usinas dentro da mesma região de satisfazer os níveis de garantia física e, a seguir, o compartilhamento da geração excedente entre as diferentes regiões. As etapas estão detalhadas abaixo: (i) (ii) (iii) (iv) aferição se a produção total líquida de energia dentro do MRE alcança os níveis totais de Garantia física dos membros do MRE como um todo; aferição se alguma geradora gerou volumes acima ou abaixo de seus volumes de garantia física, conforme determinados pelo ONS; caso determinadas geradoras, participantes do MRE, tenha produzido acima de seus respectivos níveis de garantia física, o adicional da energia gerada será alocado a outras geradoras do MRE que não tenham atingido seus níveis de garantia física. Esta alocação do adicional da energia gerada, designada energia otimizada, é feita, primeiramente, entre as geradoras dentro de uma mesma região e, depois, entre as diferentes regiões, de forma a assegurar que todos os membros do MRE atinjam seus respectivos níveis de garantia física; se, após a etapa (3) acima ter sido cumprida, todos os membros do MRE atingirem seus níveis de garantia física (ou sua energia contratada, para aqueles membros do MRE que não tiverem PÁGINA: 106 de 404

113 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais (v) contratado 100% de sua garantia física), e houver saldo de energia produzida, o adicional da geração regional líquida, designada energia secundária, deve ser alocado entre as geradoras das diferentes regiões. A energia será negociada pelo preço CCEE prevalecente na região em que tiver sido gerada; e se, após a etapa (3) ou (4) acima, todos os membros do MRE não tiverem atingido o nível de garantia física total do MRE, a energia faltante será paga pelos membros do MRE com base no preço de liquidação de diferenças - PLD. Energia Otimizada As geradoras, membros do MRE, que produziram energia além de seus níveis de garantia física são compensados por custos variáveis de Operação e Manutenção - O&M e custos com o pagamento de royalties pelo uso da água. As geradoras do MRE que não tiverem gerado seus níveis de garantia física devem pagar custos de Operação e Manutenção - O&M e custos com os royalties pelo uso da água às geradoras que produziram acima de seus respectivos níveis de garantia física durante o mesmo período. Atualmente, a TEO Tarifa de Energia de Otimização paga pelas geradoras que recebem alocação de energia do MRE é de R$8,99/MWh para todas as geradoras que forneceram seu adicional de energia gerada ao MRE (conforme determinado na Resolução Homologatória da ANEEL nº 1098 de 14/12/2010. Energia Secundária O montante total de energia do MRE restante após a alocação para cobertura da insuficiência das geradoras que deixaram de produzir sua respectiva garantia física é denominado energia secundária. A energia secundária é alocada de acordo com os níveis de garantia física de todas as usinas do MRE. b) Características do processo de distribuição DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Até meados da década de 1990, o segmento de distribuição de energia elétrica no Brasil era explorado em sua quase totalidade por empresas estatais. Nos dias de hoje, após diversos processos licitatórios, é bastante fragmentado, operando com 63 distribuidoras em todo território nacional, das quais as 10 maiores representaram 63% da energia vendida, em Atualmente, as distribuidoras só podem oferecer serviços a seus clientes cativos dentro das respectivas áreas de concessão, sob condições e tarifas reguladas pela ANEEL. Em 2010, o segmento de distribuição de energia elétrica no Brasil demandou 419,016 GWh, dos quais 25,6% foram para clientes residenciais, 43,9 % para clientes industriais, 16,5% para clientes comerciais e 14,1% para outros tipos de clientes. O número total de clientes residenciais, em 31 de dezembro de 2010, era de aproximadamente 58,0 milhões. No 1º trimestre de 2011, o segmento de distribuição de energia elétrica no Brasil demandou GWh, dos quais 26,8% foram para clientes residenciais, 41,4 % para clientes industriais, 17,7% para clientes comerciais e 14,1% para outros tipos de clientes. PÁGINA: 107 de 404

114 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais A distribuição é efetuada por 63 concessionárias, sendo 23 empresas públicas (37%), 21 privatizadas (33%), 4 municipais (6%), 8 estaduais (12%) e 7 federais (11%), conforme mapa e gráfico abaixo: Tarifas de Distribuição de Energia Elétrica O mecanismo de controle tarifário foi, historicamente, uma forma de incentivar a substituição de outras fontes de energia pela hidrelétrica. No entanto, as altas taxas de juros e o uso das tarifas como instrumento de controle inflacionário, iniciado na década de 80, reduziram o incentivo a investir em geração, aumentando a possibilidade de um racionamento. Em 1997, após a criação da ANEEL a agência passou a regular as tarifas praticadas pelas distribuidoras, tendo por base o contrato de concessão que estabelece, dentre outros, as tarifas a serem praticadas e os respectivos critérios de reajuste/revisão. Nesse ambiente regulatório, a tarifa é diferenciada de acordo com o tipo de consumidor (classe de consumo) e a tensão do fornecimento (grupo/subgrupo). A estrutura da tarifa de distribuição é composta por custos de compra de energia, distribuição, transmissão, tributos, encargos setoriais e sociais. Destaca-se que a distribuidora é o agente que arrecada e repassa estes custos para todos os setores. PÁGINA: 108 de 404

115 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais As distribuidoras da Companhia operam com tarifas reguladas e seus resultados dependem em parte de atos regulatórios. Seus respectivos contratos de concessão definem reajustes anuais, revisões tarifárias periódicas e a possibilidade de revisões tarifárias extraordinárias. Na revisão tarifária periódica, a ANEEL determina a receita requerida pelas distribuidoras da Companhia, de forma a cobrir as denominadas Parcelas A e B. São componentes da Parcela A, os custos de compra de energia para seu mercado consumidor, os custos de transporte de energia e os encargos setoriais. Os componentes da Parcela B são os custos de capital, considerados como tal a remuneração e a quota de reintegração e os custos de operação. No caso das distribuidoras da Companhia, a revisão tarifária periódica ocorre a cada três anos para a EDP Escelsa e a cada quatro anos para a EDP Bandeirante. Todavia, a receita destas distribuidoras pode sofrer impacto da inflação, de modo que o reajuste tarifário anual pretende oferecer às distribuidoras a perspectiva de que, no período entre revisões, não ocorra este impacto inflacionário. Para tanto, quando do reajuste anual, sobre as Parcelas A e B aplica-se o Índice de Reajuste Tarifário ( IRT ), por meio do qual são reconhecidas variações reais de custos da Parcela A e variações do IGPM para a Parcela B, sendo que para esta última o valor do IRT é ajustado por um fator chamado de Fator X, um componente que busca repassar aos consumidores, os ganhos de produtividade de distribuidores. A partir de 2002, foi introduzido o instrumento Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A ( CVA ), o qual complementa o IRT de forma a reconhecer variações positivas e negativas de determinados componentes de custos da Parcela A, com períodos inferior a um ano. O estabelecimento desse mecanismo foi para assegurar que os reposicionamentos tarifários reflitam de uma maneira mais efetiva as alterações nos custos não gerenciáveis das concessionárias e também em um intervalo de tempo menor a partir da ocorrência da alteração. Para fechar os mecanismos tarifários previstos nos contratos de concessão, há a revisão tarifária extraordinária que pode ser solicitada a qualquer tempo pelas concessionárias sempre que determinado evento caracterizado como gerado por fatores alheios ao controle da concessionária, inclusive alteração de tributos, provoque comprovado desequilíbrio econômico-financeiro da concessão. As revisões tarifárias extraordinárias são eventos raros com motivação associada a causas alheias à capacidade de gestão das companhias. Como exemplos, houve (i) a ocorrência do reconhecimento de variações de custos por força da crise cambial de 1999 e (ii) a decretação de racionamento em 2001/2002, cujo entendimento para apuração de custos foi consubstanciado no Acordo Geral do Setor de Reajustes e Revisões Tarifárias Os valores das tarifas de energia elétrica (uso da rede e fornecimento) são reajustadas anualmente pela ANEEL (reajuste periódico anual), revistas periodicamente (revisão tarifária periódica) a cada 3 ou 4 anos, dependendo do contrato de concessão, e, por fim, podem ser revistos em caráter extraordinário (revisão tarifária extraordinária). A ANEEL, para fins de reposicionamento tarifário, divide a receita das distribuidoras em duas parcelas correspondentes aos seguintes custos: (i) custos não gerenciáveis pela distribuidora, chamados custos da Parcela A; e (ii) custos gerenciáveis pela distribuidora, ou custos da Parcela B. Os custos da Parcela A incluem os seguintes itens: (i) (ii) (iii) (iv) (v) custos de aquisição de energia elétrica obtidos dos leilões públicos promovidos pela ANEEL; custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu Binacional; custos de aquisição de energia elétrica em Contratos Bilaterais; custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição; e encargos setoriais: CCC, CDE, RGR, TFSEE, PROINFA, ESS, ONS, P&D, CFURH, FEE e EER. PÁGINA: 109 de 404

116 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais O repasse do custo de aquisição de energia elétrica sob contratos de fornecimento celebrados antes da vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico às tarifas está sujeito a um limite máximo baseado no valor normativo estabelecido pela ANEEL para cada fonte de energia, tais como energia hidrelétrica, energia termelétrica ou fontes alternativas de energia. O valor normativo é reajustado anualmente para refletir aumentos nos custos incorridos pelas geradoras. Este reajuste leva em consideração: (i) a inflação; (ii) os custos incorridos em moeda estrangeira; e (iii) os custos de combustível (tal como gás natural). Os custos incorridos em moeda estrangeira não podem ultrapassar 25% dos custos das geradoras. A Parcela B compreende os custos que estão sob o controle das concessionárias, que são os custos de capital (remuneração e quota de reintegração) e os custos de operação e manutenção. A cada reajuste, a Parcela B é obtida como resultado da subtração da Parcela A da receita total auferida no período de referência, que é definido como o período transcorrido entre o último reajuste e o que está em processamento, ou seja, a Parcela B é obtida residualmente. O reajuste periódico anual das tarifas baseia-se em uma fórmula paramétrica, definida no contrato de concessão. Nele, os custos da Parcela A são em geral integralmente repassados às tarifas. Os custos da Parcela B, por sua vez, são corrigidos de acordo com a variação do IGP-M, ajustado por um elemento chamado fator X (componente que repassa aos consumidores, o ganho de produtividade previsto para o Período Tarifário). O resultado é o Índice de Reajuste Tarifário - IRT. A revisão tarifária periódica ocorre a cada 3, 4 ou 5 anos (cada contrato tem um período distinto). Essas revisões são realizadas pela ANEEL tendo como princípios: (i) as alterações na estrutura de custos e de mercado da concessionária, (ii) os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional e (iii) os estímulos à eficiência e a modicidade das tarifas. Desta forma, nos processos de revisão tarifária periódica implementados pela ANEEL, todos os custos da Parcela B são recalculados com vistas a assegurar que a Parcela B seja suficiente para: (i) a cobertura dos custos operacionais eficientes; (ii) a remuneração adequada dos investimentos prudentes considerados essenciais aos serviços objeto da concessão de cada distribuidora; e (iii) determinar fator X. O fator X é utilizado para ajustar o IGP-M empregado nos reajustes anuais subsequentes e é definido com base em dois componentes: (a) ganhos previstos de produtividade; e (b) IPC-A sobre a parcela mão de obra dos custos operacionais. Por conseguinte, quando da conclusão de cada reajuste tarifário, a aplicação do fator X faz com que as distribuidoras compartilhem seus ganhos de produtividade com os consumidores finais. Em 10 de setembro de 2010, a ANEEL colocou em audiência pública a proposta de aprimoramento da metodologia de reposicionamento tarifário a ser aplicada no 3º ciclo de revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica, através da audiência pública 040/2010. A proposta traz alterações significativas, que afetam negativamente o resultado das distribuidoras. Os temas abordados na proposta foram os custos operacionais, fator X, perdas não técnicas, Base de Remuneração Regulatória, receitas irrecuperáveis, remuneração do capital e outras receitas. Essas propostas continuam em discussão, mas agora em uma segunda fase, na qual foram realizadas ajustes e aperfeiçoamento da proposta inicial, em função das contribuições enviadas na primeira fase pelos agentes interessados. Ademais, as distribuidoras têm direito a revisão tarifária extraordinária, caso a caso, de maneira a assegurar o equilíbrio financeiro de seus contratos de concessão e a compensação por custos imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos. Reajustes e revisões aplicados às distribuidoras da Companhia Conforme mencionado, a ocorrência de revisões tarifárias periódicas respeita ciclos estipulados no contrato de concessão: (i) a EDP Bandeirante teve duas revisões, nos anos de 2003 e 2007, e as seguintes serão a cada quatro anos, no mês de outubro; e (ii) a EDP Escelsa já foi revisada em cinco ocasiões, 1998, 2001, 2004 e 2007 e 2010, e estão previstas revisões a cada três anos, no mês de agosto. PÁGINA: 110 de 404

117 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais A seguir, discutem-se brevemente os resultados das revisões/reajustes das distribuidoras controladas pela Companhia: EDP Escelsa é a única distribuidora que passou por revisão tarifária duas vezes no segundo ciclo. Em 03 de agosto de 2010, a ANEEL homologou o resultado definitivo da quinta revisão tarifária periódica da EDP Escelsa (período Agosto 2010-Agosto 2013). Para a revisão de 2010, foi utilizada a mesma metodologia aplicada na revisão de 2007, que teve seu resultado definitivo em 2009, pela metodologia ainda não estar definida em sua totalidade em O índice de revisão tarifária, aprovado pela ANEEL em 2010, é de 4,41%, (i) Empresa de Referência: passou a ter reconhecido R$ 269 milhões. (ii) Componente X e do Fator X: índice utilizado no cálculo dos reajustes tarifários anuais, passou de 0,00% em 2007 para 0,95%; EDP Bandeirante Em 06 de outubro de 2009 a ANEEL homologou de forma definitiva a segunda revisão tarifária periódica da EDP Bandeirante (período Outubro 2007-Outubro 2011), cujas principais alterações, face ao que havia estabelecido provisoriamente em 2007 e 2008, foram: (i) Empresa de Referência: passou de R$ 263 milhões para R$ 247 milhões. Em 13 de julho de 2009, como resultado da Consulta Pública nº 047/2009, a ANEEL havia divulgado o valor de R$ 235 milhões; (ii) Componente Xe do Fator X: índice utilizado no cálculo dos reajustes tarifários anuais, passou de 0,74% para 1,01%; (iii) Percentual de Perdas de Receita Irrecuperáveis: passou de 0,50% para 0,60% do faturamento bruto (com impostos). Estas alterações retroagiram a 23 de outubro de 2007 e foram mantidos os valores das Bases de Remuneração Regulatória Bruta e Líquida. Computados todos os efeitos, o índice de revisão tarifária, aprovado pela ANEEL para o 2º. Ciclo de revisão tarifária da EDP Bandeirante foi de -9,79%, em substituição ao valor provisório, fixado em outubro de 2007 de -8,80%. Reajustes Tarifários EDP Bandeirante Em reunião pública ocorrida em 05 de outubro de 2010, a ANEEL aprovou o reajuste médio das tarifas da EDP Bandeirante de 10,70% para o período de 23 de outubro de 2010 a 22 de outubro de 2011, sendo 10,25% relativo ao reajuste tarifário anual econômico e 0,45% referentes aos componentes financeiros pertinentes, correspondem a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos de 7,91%. Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição ( TUSD ) A tabela abaixo apresenta a receita bruta devida ao uso das distribuidoras da Companhia por consumidores livres e concessionárias (energia em trânsito pela rede da Companhia). Em 31 de dezembro Em 31 de março em R$ mil EDP Bandeirante 2.032, ,6 550,7 507,2 EDP Escelsa 1.525, ,7 394,1 417,7 Total 3.557, ,3 944,8 925,1 PÁGINA: 111 de 404

118 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais A receita dos serviços de uso das redes da Companhia cresceu 8,1% entre os exercícios sociais encerrados em dezembro de 2009 e dezembro de Tal performance ocorreu em função principalmente do pós crise quando houve uma retomada da economia representada pela variação no volume de energia contratada dos clientes livres de 21,7%. Entre o 1º trimestre de 2010 e 1º trimestre de 2011 houve uma variação de 2,1%, provocada principalmente pelo crescimento de 5,6% no volume de energia em trânsito (clientes livres e concessionárias). A maior parte da receita proveniente dos clientes livres (aproximadamente 2/3) é referente à contratação do uso da rede (capacidade, em MW). Para estes clientes, a distribuidora recolhe também as parcelas referentes a encargos setoriais (CCC, CDE, Proinfa, etc), que são repassados para outras entidades e são calculados com base no consumo de energia, em MWh. Atividade de transmissão de energia elétrica Atividade de transmissão da Companhia é residual no âmbito da gestão do processo de entrega de energia ao cliente final. Corresponde a transferência da concessão de transmissão da Castelo Energética S.A. para a Evrecy, regida pelo Contrato de Concessão de Transmissão no. 020/2008 ANEEL referente às Linhas de Transmissão (i) Governador Valadares Conselheiro Pena (230kV); (ii) Conselheiro Pena Aimorés (230kV); e (iii) Aimorés Mascarenhas (circuito 1) (230kV) e Subestação Mascarenhas (230/138 kv), localizadas nos Estados de Minas Gerais e Espírito Santo, mediante cisão parcial da CESA Castelo Energética S.A. Este contrato estabelece a data de 1º de julho de 2009 para a Primeira Revisão Tarifária Periódica da transmissora e ciclo revisional de 4 anos. Nesta Primeira Revisão Tarifária Periódica toda a base de ativos foi reavaliada, nos termos da Resolução Normativa ANEEL 338/2008. Na 21ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL em 8 de junho de 2010, foi aprovado o resultado final da Primeira Revisão Tarifária Periódica da EVRECY, retroativo a 1º de julho de 2009, constante da Nota Técnica nº 181/2010-SRE/ANEEL. O índice de reposicionamento tarifário foi de -10,32%, reduzindo a Receita Anual Permitida - RAP de R$7.848 para R$7.039 para o ano tarifário de 1º de julho de 2009 a 30 de junho de A parcela de ajuste final da Evrecy para o ciclo julho/2010 a junho/2011, já considerando os ajustes dos componentes financeiros externos à revisão conforme citado no item 57 da Nota Técnica 181/2010- SRE/ANEEL, foi de R$294 registrados no passivo circulante a qual está sendo amortizada em 12 parcelas a partir de julho de O fator que mais contribuiu para a redução da receita anual permitida da Evrecy foi o recálculo da taxa média de remuneração do investimento que foi reduzido pela ANEEL de 9,18% a.a. para 7,24% a.a. Esta redução da taxa média de remuneração do investimento foi aplicada a todas as transmissoras que passaram pelo processo de revisão tarifária em Atividade de comercialização de energia elétrica no mercado livre Como complemento à atividade principal de distribuição e comercialização de energia no mercado cativo, utilizamos a Enertrade que atua no mercado livre de energia, por meio da comercialização de energia de nossas distribuidoras e no atendimento de consumidores livres no Brasil, tanto nas áreas de concessão das nossas distribuidoras, como também em outras áreas de concessão. Além de contratos com consumidores livres, a Enertrade mantém também relações comerciais com outras comercializadoras e com Produtores Independentes. Em 2010, a Enertrade iniciou a venda de serviços de infraestrutura e eficiência energética, como estratégia de diferenciação. c) Características dos mercados de atuação, em especial: PÁGINA: 112 de 404

119 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais (i) a participação em cada um dos mercados Participação na Distribuição A distribuição de energia elétrica dá-se em ambiente de monopólio natural conforme contrato de concessão e regulamento ANEEL, sendo os serviços de rede remunerados por meio da TUSD e tarifa de fornecimento de energia ao mercado de consumidores cativos. A TUSD e a tarifa de fornecimento de energia são calculadas e estabelecidas pela ANEEL dentro dos parâmetros estabelecidos nos contratos de concessão, legislação e regulamento do setor de elétrico. A receita de Uso do Sistema de Distribuição é obtida pela aplicação da TUSD às demandas dos consumidores e é composta por parcela destinada a recompor o custo do serviço e a remuneração dos ativos vinculados ao serviço de distribuição. A tarifa de fornecimento aplicada aos consumidores cativos considera em sua formação os custos de distribuição, remuneração dos ativos e custos de compra de energia. Participação na Geração No caso da geração, a receita é estabelecida pela venda aos preços estabelecidos em leilões e em contratos bilaterais. Com o vencimento dos contratos de compra e venda de energia elétrica existentes das geradoras, a energia liberada poderá ser comercializada em leilões regulados para atender às demandas das distribuidoras como energia existente e/ou negociada no Ambiente de Contratação Livre ( ACL ) para consumidores livres, outros geradores ou ainda comercializadores. Participação na Comercialização A comercialização de energia elétrica acontece em mercado que reúne geradores e consumidores livres. Nesse mercado os preços são estabelecidos em negociações bilaterais de preços e condições. Os participantes desse mercado são os consumidores elegíveis que optaram por deixar o mercado cativo. Esses consumidores têm restrições legais para retornar ao mercado cativo das distribuidoras. Participação na Transmissão O segmento de transmissão de energia elétrica é regulado pela ANEEL e formado por concessões obtidas através de licitação ou da segregação das instalações de transmissão de concessões verticalizadas, como é o caso da empresa de transmissão do nosso grupo. As linhas de transmissão compõem a Rede Básica e são operadas pelo Operador Nacional do Sistema - ONS, que contrata os proprietários das linhas através do Contrato de Prestação de Serviço de Transmissão - CPST. Os proprietários das Linhas de Transmissão são responsáveis por mantê-las disponíveis ao ONS. A legislação estabelece o direito ao livre acesso a rede aos consumidores livres, geradores e distribuidores, mediante pagamento de tarifa de transmissão. Os custos de toda a Rede Básica são rateados entre os geradores, distribuidores e consumidores livres conectados diretamente à Rede e pagam tarifa regulada pela ANEEL. (ii) as condições de competição no mercado Competição na Distribuição Os clientes localizados nas áreas de concessão das distribuidoras, tanto cativos como livres, utilizam a rede de distribuição para ter acesso à energia elétrica vendida pelas distribuidoras ou negociadas no mercado livre. Em cada área de concessão uma única distribuidora de energia elétrica atua e não há concorrência. As distribuidoras contratam o suprimento de energia para atender suas necessidades nos leilões regulados pela ANEEL. Sobre a compra de energia para suprir o mercado cativo, a legislação atual não permite a contratação da compra de energia pelas distribuidoras diretamente das geradoras do mesmo grupo econômico. PÁGINA: 113 de 404

120 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Os distribuidores também são legalmente impedidos e não podem participar das transações no mercado livre ou mesmo ter participações em geradores e comercializadores. Competição na Geração A concorrência entre as geradoras no mercado regulado acontece nos leilões de compra de energia elétrica para suprimento às distribuidoras do sistema interligado nacional - SIN. Ressalta-se que as distribuidoras de energia somente podem comprar energia elétrica em licitações públicas para poderem ter assegurado o repasse dos custos aos consumidores, ocasião que os geradores competem pelos contratos das distribuidoras. O investidor em geração enfrenta competição quando habilita e concorre com novos empreendimentos nos leilões para atender as distribuidoras e obter contrato de venda da energia com prazo entre 15 e 30 anos. No ACL, a comercialização de energia elétrica ocorre por meio de livre negociação de preços e condições entre as partes. Nesse ambiente, a competição é exercida entre os geradores e as comercializadoras. Competição na Comercialização A comercializadora compete na aquisição de energia das várias fontes, em ambiente de livre negociação e também na compra e venda de energia elétrica para os consumidores livres, em condições livremente negociadas. Competição na Transmissão A competição na transmissão acontece no momento das licitações das concessões pela ANEEL quando os empreendedores competem pela implantação da linha de transmissão e vence quem se dispuser construir pela menor receita. A prestação do serviço é regulada e não há competição. d) Eventual sazonalidade As distribuidoras de energia elétrica da Companhia não apresentam sazonalidade relevante, pois as características econômicas dos mercados que atendem, industrial, residencial e comercial, sejam de mercados cativos, sejam de consumidores livres, proporcionam uma compensação, mantendo relativamente uniforme o fluxo total de receitas ao longo de todo o ano. Ademais, a infra-estrutura de transmissão e distribuição de energia elétrica não apresenta nenhuma característica estrutural ou operacional que a sujeite a ajustes sazonais. Em 2010, por exemplo, a máxima e a mínima receita bruta mensal foram equivalentes a 106% e a 96% da receita bruta média mensal do ano. A receita e os resultados das distribuidoras da Companhia são influenciados de forma mais significativa pelo desempenho da economia regional de suas áreas de concessão. As unidades de geração de energia hidrelétrica das controladas da Companhia são ligadas ao SIN, que possui reservatórios desenvolvidos para regularizar a vazão e a operação do sistema elétrico como um todo, por meio de um mecanismo denominado MRE Mecanismo de Realocação de Energia Assegurada. A função deste mecanismo é o suporte mútuo e solidário à produção da energia das unidades credenciadas. Assim, ainda que a produção de energia hidrelétrica esteja ligada a fatores climáticos e hidrológicos, em condições usuais, o sistema possui mecanismos para mitigar os efeitos desses fatores. e) principais insumos e matérias primas, informando: i. descrição das relações mantidas com fornecedores, se estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental, com indicação dos órgãos e da respectiva legislação aplicável: Todo o faturamento da energia adquirida pela distribuidora segue o estabelecido nos respectivos contratos, sendo estes homologados pela ANEEL e estão sujeitos à fiscalização deste órgão. ii. dependência de poucos fornecedores: PÁGINA: 114 de 404

121 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Com as diretrizes do Novo Modelo do Setor Elétrico, desde 2004, as distribuidoras compram energia nos leilões do ACR, firmando Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado ( CCEAR ), com todos os geradores que ofertaram energia no certame. Assim, é grande o número de fornecedores de energia da Companhia, sendo que para participar do leilão todos os vendedores foram, previamente, habilitados e qualificados pela ANEEL. Sendo o parque gerador do Grupo EDP predominantemente hídrico, ou seja, não dependente de matéria prima onerosa para a geração do insumo energia, os fornecedores desse ramo de atividade são os relacionados à operação e manutenção do empreendimento. iii.volatilidade dos preços: Os contratos de compra de energia das distribuidoras da Companhia são reajustados anualmente, na data base do reajuste/revisão tarifária, sendo que 54,7% das despesas estão indexadas pelo IPCA e 23,9% pelo IGP-M. Os 21,4% restantes são referentes à compra de Itaipu que tem preço fixado em dólar, sofrendo o impacto da variação cambial a cada mês. As despesas com a compra de energia compõem a Parcela A e são repassadas à tarifa de fornecimento da distribuidora Os contratos de venda de energia das geradoras da Companhia são reajustados anualmente, e estão indexados pelo IGP-M ou IPCA. Quando a venda é realizada para uma concessionária de distribuição de energia a data do reajuste é concatenada à data base do reajuste/revisão tarifária da compradora. PÁGINA: 115 de 404

122 7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total 7.4. Clientes relevantes (responsáveis por mais de 10% da receita líquida total da Companhia) (em milhares de reais, exceto quando indicado) Não possuímos nenhum cliente que responda, individualmente, por mais de 10% de nossa receita líquida total. No entanto, a prestação do serviço de distribuição de energia elétrica compreende o atendimento a um mercado que se divide entre clientes cativos, os quais adquirem a energia suprida pela distribuidora conjuntamente ao serviço de uso da rede, e os clientes de uso de rede, os quais adquirem exclusivamente o serviço de uso da rede de distribuição e escolhem outro supridor de energia. Os clientes cativos das 2 distribuidoras da Companhia são classificados em cinco classes de consumo principais: industriais, residenciais, comerciais, rurais e outros (os quais incluem instituições governamentais e de serviços públicos). As tabelas abaixo apresentam, de forma consolidada, o número de clientes, volume de energia vendida e distribuída e a receita bruta por classe de consumo de clientes finais para o período de 2009 a 2010 e o 1º. trimestre de 2010 e 2011 da EDP Bandeirante e EDP Escelsa: Fornecimento Clientes Quantidade Volume MWh Receita R$ Mil Clientes Quantidade Volume MWh Receita R$ Mil Residencial Industrial Comercial Rural Outros (1) (-) Transferência para TUSD - clientes cativos Fornecimento não Faturado Total Fornecimento Suprimento Energia de curto prazo Comercialização Total Fornecimento e suprimento Disponibilização do Sistema de Distribuição e Transmissão Outras receitas operacionais Total Energia Distribuída (-) Deduções à receita operacional Receita Operacional Líquida (1 ) Outros = Poder público + Iluminação pública + Serviço público + Consumo Próprio (2 ) Receita de Uso das Instalações incluída no faturamento dos clientes finais Clientes residenciais. No exercício social encerrado em encerrado em 31 de dezembro de 2010, os clientes residenciais responderam por 34,2% do volume total de energia vendida (a clientes finais) da EDP Bandeirante e 34,8% da EDP Escelsa. Conjuntamente, correspondem a 42,3% da receita líquida da atividade de distribuição da Companhia. Clientes industriais. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010, os clientes industriais responderam por 35,9% do volume total de energia vendida (a clientes finais) pela EDP Bandeirante e 20,4% da energia vendida pela EDP Escelsa. Conjuntamente, correspondem a 28,9% da receita líquida da atividade de distribuição da Companhia. Clientes comerciais. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010, os clientes comerciais responderam por 19,5% do volume total de energia vendida (a clientes finais) pela EDP Bandeirante e 21,9% pela EDP Escelsa. Conjuntamente, correspondem a 23,2% da receita líquida da atividade de distribuição da Companhia. PÁGINA: 116 de 404

123 7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total Clientes rurais. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010, os clientes rurais responderam por 0,9% do volume total de energia vendida (a clientes finais) pela EDP Bandeirante e 11,1% pela EDP Escelsa. Conjuntamente, correspondem a 3,4% da receita líquida da atividade de distribuição da Companhia. Na atividade de geração Companhia, a energia elétrica produzida é transmitida por sistemas próprios ou de terceiros às distribuidoras, que levam a energia até ao cliente final. Sob a perspectiva da comercialização, as geradoras da Companhia vendem a sua energia assegurada, conforme determinada pela ANEEL, a comercializadora ou distribuidoras de energia elétrica. Fornecimento Clientes Quantidade Volume MWh Receita R$ Mil Clientes Quantidade Volume MWh Receita R$ Mil Residencial Industrial Comercial Rural Outros (1) (-) Transferência para TUSD - clientes cativos Fornecimento não Faturado Total Fornecimento Suprimento Energia de curto prazo Comercialização Total Fornecimento e suprimento Disponibilização do Sistema de Distribuição e Transmissão Outras receitas operacionais Total Energia Distribuída ( -) Deduções à receita operacional Receita Operacional Líquida (1 ) Outros = Poder público + Iluminação pública + Serviço público + Consumo Próprio (2 ) Receita de Uso das Instalações incluída no faturamento dos clientes finais 1Tri Tri 2010 Clientes residenciais. No período de três meses encerrado em 31 de março de 2011, os clientes residenciais responderam por 36,0% do volume total de energia vendida (a clientes finais) das distribuidoras do Grupo EDP. Conjuntamente, correspondem a 43,4% da receita líquida de energia vendida pelas distribuidoras da Companhia. Clientes industriais. No período de três meses encerrado em 31 de março de 2011, os clientes industriais responderam por 27,5% do volume total de energia vendida (a clientes finais) das distribuidoras do Grupo EDP. Conjuntamente, correspondem a 25,8% da receita líquida de energia vendida pelas distribuidoras da Companhia. Clientes comerciais. No período de três meses encerrado em 31 de março de 2011, os clientes comerciais responderam por 21,7% do volume total de energia vendida (a clientes finais) das distribuidoras do Grupo EDP. Conjuntamente, correspondem a 24,0% da receita líquida de energia vendida pelas distribuidoras da Companhia. Clientes rurais. No período de três meses encerrado em 31 de março de 2011, os clientes comerciais responderam por 4,6% do volume total de energia vendida (a clientes finais) das distribuidoras do Grupo PÁGINA: 117 de 404

124 7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total EDP. Conjuntamente, correspondem a 3,2% da receita líquida de energia vendida pelas distribuidoras da Companhia. Na atividade de geração Companhia, a energia elétrica produzida é transmitida por sistemas próprios ou de terceiros às distribuidoras, que levam a energia até ao cliente final. Sob a perspectiva da comercialização, as geradoras da Companhia vendem a sua energia assegurada, conforme determinada pela ANEEL, a comercializadora ou distribuidoras de energia elétrica. Não temos nenhum cliente específico que corresponda por mais de 10% da nossa receita líquida total consolidada. PÁGINA: 118 de 404

125 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 7.5. Efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades da Companhia: a) Necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades da Companhia e histórico de relação com a administração pública para obtenção de tais autorizações. Nossas empresas que estão sob o regime aplicável aos prestadores de serviços públicos, nomeadamente nossas empresas de distribuição e algumas de nossas empresas de geração, possuem a necessidade de solicitar autorizações da ANEEL para atividades entre partes relacionadas, de modo que a Agência possa verificar as condições dos contratos, principalmente no que se refere à prática de preços de mercado e ao princípio da mutualidade. Historicamente, temos obtido sucesso na aprovação destas autorizações, de modo que nossas operações não têm sido atrasadas ou impedidas de se realizarem. Por exemplo, em 15/04/2011, o Despacho anuiu com as minutas dos Contratos de Compartilhamento dos Serviços de Infraestrutura; em 28/03/2011, o Despacho anuiu com as minutas dos 1º e 2º Termos Aditivos ao Contrato de Compartilhamento de Atividades e Alocação de Gastos, a serem firmados entre as partes relacionadas Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. ESCELSA e outras (contratantes) e Energias do Brasil S.A. EDP (contratada); além de vários contratos de mútuos entre as empresas (por exemplo, o Despacho nº , de 21/03/2011). Há aprovações que não são diretas e resultam de processos relativamente longos em que a empresa, pautada em argumentos técnicos e jurídicos, busca o reconhecimento de seus pleitos, tais como o Despacho nº 2.836, de 28/09/2010. Para aspectos ligados à operação das distribuidoras, em que o relacionamento com o Poder Público é freqüente, há gerências específicas na EDP Bandeirante e na EDP Escelsa que realizam o relacionamento com os órgãos públicos de forma geral. Além destes aspectos, as empresas sujeitam-se à legislação superior que trata do regime das concessões, da forma com que a energia pode ser adquirida pelas distribuidoras, etc. Estes aspectos são descritos com mais detalhes a seguir, no tópico Ambiente Regulatório. AMBIENTE REGULATÓRIO Concessões A Constituição Brasileira prevê que o desenvolvimento de instalações para produção, distribuição e transporte de energia elétrica, assim como a sua comercialização, podem ser efetuados diretamente, pelo Governo Federal, ou indiretamente, por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações. As companhias ou consórcios que pretenderem construir ou operar instalações de geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica no Brasil deverão solicitar a outorga de concessão, permissão ou autorização, conforme o caso, ao MME ou à ANEEL, na posição de representantes do Governo Federal. As concessões conferem direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica durante um período determinado. Tal período é, geralmente, de 35 anos para novas concessões de geração e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Abaixo, encontra-se uma breve descrição dos contratos de concessão, portarias e resoluções que outorgam concessão, autorização e registro às empresas do conglomerado EDP Brasil para construção ou operação de unidades de geração, distribuição, ou comercialização de energia no Brasil: PÁGINA: 119 de 404

126 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Conforme descrito no item 6.5 deste Formulário de Referência, em 15 de junho de 2011, celebramos contrato para aquisição da ECE Participações S.A. ( ECE ), detentora de 90% do Consórcio Amapá Energia, o qual possui os direitos de exploração da Usina Hidrelétrica de Energia ( UHE ) Santo Antônio do Jari, na divisa dos Estados do Pará e Amapá. A conclusão dessa aquisição depende do cumprimento de algumas condições precedentes, as quais ainda se encontram em aberto, razão pela qual a concessão da UHE Santo Antônio do Jari não se encontra incluída na tabela acima. A Lei de Concessões estabelece, dentre outras disposições, as condições que a concessionária deverá cumprir na prestação de serviços de energia elétrica, os direitos dos consumidores de energia elétrica, bem como as obrigações da concessionária e do Poder Concedente. Ademais, a concessionária deverá cumprir com o regulamento vigente do setor elétrico. As principais disposições da Lei de Concessões são: PÁGINA: 120 de 404

127 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satisfazer parâmetros de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação, modicidade nas tarifas e acesso ao serviço. Servidões. O Poder Concedente pode declarar quais são os bens necessários à execução de serviço ou obra pública de necessidade ou utilidade pública, nomeando-os de servidão administrativa, em benefício de uma concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas indenizações cabíveis é da concessionária. Responsabilidade objetiva. A concessionária é a responsável direta por todos os danos que sejam resultantes da prestação de seus serviços, independentemente de culpa. Mudanças no controle societário. O Poder Concedente deverá aprovar qualquer mudança direta ou indireta no controle societário da concessionária. Intervenção do Poder Concedente. O Poder Concedente poderá intervir na concessão com o fim de assegurar a adequação na prestação do serviço, bem como o fiel cumprimento das normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes, caso a concessionária falhe com suas obrigações. Extinção antes do termo contratual. A extinção do Contrato de Concessão poderá ser determinada por meio de encampação, caducidade, rescisão, anulação do processo licitatório que conferiu a concessão, falência ou extinção da concessionária. A concessionária tem o direito à ampla defesa no procedimento administrativo que declarar a caducidade da concessão e poderá recorrer judicialmente contra tal ato. A concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados nos bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados. Nos casos de caducidade, deverão ser descontados da indenização os valores das multas contratuais e dos danos por ela causados. Termo contratual. Quando do advento do termo contratual, todos os bens, direitos e privilégios transferidos à concessionária que sejam materialmente relativos à prestação dos serviços de energia elétrica, serão revertidos ao Poder Concedente. Após o advento do termo contratual, a concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados em bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados. O problema, a ser equacionado pelo Governo e que se aproxima rapidamente, advém do fato de que grande parte das outorgas tem o fim do prazo de concessão previsto para Dados disponíveis indicam que ,8 MW de capacidade instalada terão a concessão expirada sem possibilidade de renovação. Desse montante, a Chesf lidera a lista, com 9.214, 5 MW, seguida pela Cesp (4.995,2 MW), Furnas (3.248 MW) e Cemig (2.598,7 MW). A partir do ano de 2015, vencem os prazos de vigência de significativa parcela dos contratos de concessão dos serviços de energia elétrica, como se pode ver no quadro abaixo: SEGMENTOS GERAÇÃO TRANSMISSÃO QUANTIDADE DE CONCESSÕES 58 Unidades Geradoras Km de Linhas de Transmissão MONTANTE SOBRE O TOTAL 21,5 GW equivalente a 12,9 GW médios (20% da geração de energia elétrica do País) 83% da Rede Básica do SIN DISTRIBUIÇÃO 41 Concessionárias 30% do Mercado de Distribuição O que tende a ser adotado pelo Governo federal e que irá certamente acarretar alterações na regulamentação vigente, é a prorrogação das Concessões vincendas por mais um período a ser definido, PÁGINA: 121 de 404

128 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades cabendo ainda estabelecer o montante e a forma do ônus relativo à prorrogação para cada um dos três segmentos envolvidos. A expectativa preponderante entre os Agentes do mercado é de que a prorrogação das concessões de geração será onerosa, evitando ganhos fortuitos do detentor da concessão, que comercializaria a preços de mercado a energia proveniente de empreendimentos já totalmente amortizados. Por outro lado, para as distribuidoras a percepção vigente é de que haverá prorrogação não onerosa das concessões vincendas, posto que existe revisão tarifária para a captura de ganhos de produtividade e a remuneração sobre o capital é fixada, além do que o nível de investimentos durante a prestação do serviço é muito grande, fazendo com que o custo de reversão seja muito elevado. Para as concessionárias de transmissão, a percepção é de que também seja adotada a solução de prorrogar as concessões quando de seu vencimento. Vale ressaltar que nenhuma empresa de distribuição ou empreendimento de geração do Grupo EDP Energias do Brasil tem vencimento de concessão neste horizonte. Aspectos Institucionais Em 1998, o Governo Federal promulgou a Lei do Setor Elétrico, que dispôs, dentre outras, sobre as seguintes matérias: (i) criação de um órgão autorregulador responsável pela operação do mercado atacadista de energia e pela determinação dos preços de energia no mercado spot, substituído pela CCEE em 2004; (ii) exigência de que as distribuidoras e geradoras firmassem os contratos iniciais, normalmente compromissos de take-or-pay(pegue ou pague), com preços e quantidades aprovados pela ANEEL (a principal finalidade dos Contratos Iniciais era assegurar que as distribuidoras tivessem acesso ao fornecimento estável de energia elétrica por preços que garantissem uma taxa de retorno fixa às geradoras durante o período de transição para o novo modelo ( )); (iii) criação do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), entidade responsável pela execução das atividades de coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de energia elétrica no SIN (Sistema Interligado Nacional); e (iv) separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização (desverticalização). Em 2000, o Decreto n 3.371, de 24 de fevereiro, instituiu o Programa Prioritário de Termeletricidade PPT, com a finalidade de diversificar a matriz energética brasileira e diminuir sua forte dependência das usinas hidrelétricas. Os benefícios conferidos às usinas termelétricas nos termos do PPT incluíam (i) fornecimento garantido de gás durante 20 anos, (ii) garantia do repasse de seu custo de aquisição pelas distribuidoras, até o limite do valor normativo, de acordo com a regulamentação da ANEEL, e (iii) acesso garantido ao programa de financiamento especial do BNDES para o setor elétrico. Ainda em 2000, a Lei n 9.991, de 24 de julho de 2000, estabeleceu obrigações a concessionárias do serviço público de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica no sentido de que passassem a aplicar, anualmente, determinados percentuais das respectivas receitas operacionais líquidas em P&D (pesquisa e desenvolvimento)e programas de eficiência energética. Em 2001, em consequência de grave crise energética enfrentada no País, que perdurou até o final de fevereiro de 2002, o Governo Federal implementou medidas que incluíram: (i) a instituição do Programa de Racionamento nas regiões mais afetadas pela escassez de energia elétrica, a saber, as regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil; e (ii) a criação da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica GCE, que aprovou uma série de medidas de emergência prevendo metas de redução do consumo de energia elétrica para consumidores residenciais, comerciais e industriais situados nas regiões afetadas pelo racionamento, por meio da introdução de regimes tarifários especiais que incentivavam a redução do consumo de energia elétrica. As metas para redução do consumo das classes residenciais e industriais chegavam a 20%. Tais medidas foram suspensas em março de 2002, em razão do aumento da oferta (graças à elevação significativa dos níveis dos reservatórios) e da redução moderada da demanda. Em abril de 2002, o Governo Federal promulgou novas medidas, tais como o estabelecimento da RTE, com vistas a ressarcir as distribuidoras pelas perdas incorridas durante o Programa de Racionamento, bem como a criação do PROINFA (O PROINFA é um programa do Governo Federal, destinado a municípios, que objetiva contribuir para a melhoria da qualidade de vida nas cidades mediante a reestruturação de sua infra-estrutura urbana), visando incentivar o desenvolvimento de fontes alternativas de geração. PÁGINA: 122 de 404

129 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades O Governo Federal estabeleceu, ainda, regras para universalização do serviço público de distribuição de energia elétrica, o qual consiste no atendimento a todos os pedidos de fornecimento, inclusive aumento de carga, sem qualquer ônus para o consumidor solicitante, desde que atendidas às condições regulamentares exigidas. A ANEEL estabeleceu as condições gerais para elaboração dos planos de universalização de energia elétrica, prevendo as metas de universalização até 2014 e estipulando multas no caso de descumprimento destas por parte da distribuidora. Os recursos provenientes das multas impostas serão aplicados prioritariamente no desenvolvimento da universalização do serviço público de energia elétrica, na forma da regulamentação da ANEEL. Finalmente, em março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, em um esforço para reestruturar o setor, tendo por meta principal proporcionar aos consumidores fornecimento seguro de energia elétrica com modicidade tarifária. Novo Modelo do Setor Elétrico Desde 1995, o Governo Federal adotou inúmeras medidas para reformar o setor elétrico brasileiro. Em 15 de março de 2004, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi promulgada com o intuito de garantir aos consumidores um abastecimento seguro de energia elétrica a uma tarifa justa, por meio de incentivos a empresas privadas e públicas visando a construção e manutenção da capacidade geradora do País. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi implementada pelo Decreto n.º 5.163, promulgado em 30 de julho de De maneira geral, o modelo do setor elétrico foi concebido para atender à preocupação de estabelecer um marco regulatório estável de forma a atrair investimentos na expansão do sistema de geração, garantir níveis confiáveis de suprimento e proporcionar modicidade tarifária, alicerçada por um processo licitatório competitivo. O Novo Modelo obriga os agentes de consumo regulados (distribuidores) a preverem suas necessidades para um horizonte relativamente longo, de cinco anos. Essas previsões servem para sinalizar a necessidade de construção de usinas, em tempo hábil para que esses empreendimentos possam ser licitados e construídos, a partir de processo licitatório público, em que o vencedor é o agente que ofertar a menor tarifa. Os agentes de geração obtém, além do direito de explorar comercialmente o empreendimento a ser construído, contratos de longo prazo (mínimo de quinze anos), celebrados com os agentes de distribuição e que podem ser utilizados como garantia na busca de financiamento para execução da obra através dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado, ( CCEAR ). No ambiente livre, onde transacionam energia os agentes geradores, os comercializadores e os grandes consumidores, a duração dos contratos, os volumes contratados, o momento de início da entrega da energia e, principalmente, o preço, são livremente pactuados entre os agentes intervenientes. Há também um mercado de diferenças, ou mercado spot, onde são contabilizadas e liquidadas as diferenças entre quantidades efetivamente geradas/consumidas e as quantidades contratadas. O preço de liquidação é chamado de PLD (Preço de Liquidação de Diferenças), que é produzido por uma cadeia de modelos de simulação, com representação estocástica das afluências naturais aos reservatórios das centrais hidrelétricas e a consideração do despacho termelétrico por mérito econômico, função de seu custo variável de operação. De forma concisa, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico regula, entre outras disposições, normas relativas: (i) a procedimentos de leilão; (ii) a forma de contratos de compra e venda de energia elétrica; e (iii) o método de repasse de custos aos consumidores finais. Os principais dispositivos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelecem: (i) criação de dois ambientes para comercialização de energia elétrica: um mercado regulado, o ACR (Ambiente de Contratação Regulada), em que participam os consumidores cativos representados pelas distribuidoras de energia elétrica, e um mercado especificamente destinado aos consumidores livres e agentes comercializadores, denominado ACL (Ambiente de Contratação Livre); PÁGINA: 123 de 404

130 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades (ii) (iii) (iv) restrições a determinadas atividades das distribuidoras, de forma a exigir que estas se concentrem em seu negócio essencial de distribuição de energia, para promover serviços mais eficientes e confiáveis a consumidores cativos; eliminação da possibilidade de self-dealing (contratação direta de empresa do mesmo Grupo empresarial), de forma a incentivar as distribuidoras a comprar energia elétrica pelos menores preços disponíveis ao invés de adquirir energia elétrica de partes relacionadas; e respeito aos contratos firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, de forma a garantir a segurança jurídica às operações realizadas antes da sua promulgação. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico também excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Programa Nacional de Desestatização, programa originalmente criado pelo Governo Federal em 1990, com o objetivo de promover o processo de privatização de empresas estatais. Ainda, segundo as diretrizes do novo modelo, todos os agentes compradores de energia elétrica devem contratar a totalidade de sua demanda de energia elétrica. Por seu lado, os agentes vendedores de energia elétrica devem apresentar o correspondente lastro físico da energia que pretendam comercializar através de contratos. Os agentes que descumprirem tais exigências ficarão sujeitos às penalidades impostas pela ANEEL. A partir de 2005, todos os agentes geradores, distribuidores e comercializadores de energia, produtores independentes de energia ou consumidores livres e especiais deverão notificar o MME, até 1º de agosto de cada ano, a respeito de sua previsão de mercado ou carga, conforme o caso, para cada um dos 5 (cinco) anos subseqüentes. Adicionalmente, cada agente de distribuição deverá notificar o MME, até 60 (sessenta) dias antes de cada leilão de energia, a respeito dos montantes de energia que deverá contratar nos leilões. Baseado nessa informação, o MME deve estabelecer a quantidade total de energia a ser contratada no ACR e a lista dos projetos de geração que poderão participar dos leilões. As distribuidoras também deverão especificar a parcela de contratação que pretendem dedicar ao atendimento a consumidores potencialmente livres. Ambientes para Comercialização de Energia Elétrica Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as operações de compra e venda de energia elétrica são realizadas em dois diferentes ambientes de comercialização: (i) o Ambiente de Contratação Regulada - ACR, que prevê a compra pelas distribuidoras, por meio de leilões, de toda a energia elétrica que for necessária para fornecimento aos seus consumidores; e (ii) o Ambiente de Contratação Livre - ACL, que compreende a compra de energia elétrica por agentes não-regulados (como consumidores livres e comercializadores de energia elétrica). Distribuidoras de energia elétrica cumprem suas obrigações de atender à totalidade de seu mercado principalmente por meio de leilões públicos. Além dos leilões regulados, as distribuidoras podem comprar energia elétrica proveniente de geração distribuída, que pode ser contratada através de processo de Chamada Pública conduzido pela própria distribuidora, com volume máximo limitado a 10% do mercado cativo atendido. No que respeita aos contratos de energia existente, cabe destacar que a energia elétrica gerada por Itaipu continua a ser vendida pela Eletrobrás às concessionárias de distribuição que operam no SIN Sul/Sudeste/Centro-Oeste, embora nenhum contrato específico tenha sido firmado por tais concessionárias. O preço pelo qual a energia elétrica gerada em Itaipu é comercializada é denominado em dólar e estabelecido de acordo com tratado celebrado entre o Brasil e Paraguai. Em conseqüência, o preço da energia elétrica de Itaipu aumenta ou diminui de acordo com a variação da taxa de câmbio entre o Real e o dólar. As alterações no preço de venda da energia elétrica gerada em Itaipu estão sujeitas, no entanto, ao mecanismo de recuperação dos custos da Parcela A. Ambiente de Contratação Regulada ACR O Ambiente de Contratação Regulada é destinado à comercialização de energia elétrica de agentes geradores, importadores de energia, ou comercializadores para os distribuidores, que adquirem energia PÁGINA: 124 de 404

131 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades visando atender à carga dos Consumidores Cativos. Conforme a Lei nº /04, no ACR a energia pode ser adquirida da seguinte forma: Contratos provenientes dos Leilões promovidos pela ANEEL, os CCEARs; Geração distribuída, por meio de chamada pública, limitado a 10% da carga da distribuidora; Contratos do PROINFA; Contratos de Itaipu; e Contratos firmados antes da promulgação da Lei nº /04. Cabe às empresas distribuidoras estimar a quantidade de eletricidade a contratar nos leilões, sendo obrigadas a contratar 100% das suas necessidades, respeitada ainda a condicionante de que os acréscimos de mercado devem ser atendidos por energia de novos empreendimentos, contratada com 3 anos (Leilão A-3) ou 5 anos (Leilão A-5) de antecedência. O não cumprimento da totalidade do fornecimento nos seus mercados de distribuição poderá resultar em severas penalidades. O esquema de leilões públicos teve início no final de 2004 e que não substitui diretamente os contratos já estabelecidos entre as empresas de produção e distribuição. As compras de energia elétrica através de Leilões de Energia Nova dão origem a dois tipos de contratos bilaterais distintos: (1) Contratos de Quantidade de Energia; e (2) Contratos de Disponibilidade de Energia. Nos Contratos de Quantidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a fornecer certa quantidade de energia elétrica e assume o risco de ocorrência de condições hidrológicas e baixo nível dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam acarretar uma energia alocada ao empreendimento abaixo do compromisso de contrato, caso em que resulta a obrigação de compra no mercado de curto prazo para atender o montante contratado. Nos Contratos de Disponibilidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a disponibilizar certa capacidade ao ACR. Neste caso, a receita da unidade geradora está garantida e as distribuidoras em conjunto enfrentam o risco hidrológico. Em conjunto, esses contratos constituem os CCEARs. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras de energia elétrica terão direito de repassar a seus respectivos consumidores os custos relacionados à energia elétrica adquirida por meio de leilões públicos, bem como quaisquer impostos e encargos do setor. Com relação à outorga de novas concessões, os regulamentos recém promulgados exigem que as licitações para novas instalações de geração hidrelétricas incluam, entre outras coisas, a porcentagem mínima de energia elétrica a ser fornecida ao ACR. Ambiente de Contratação Livre - ACL No mercado livre, a eletricidade é comercializada entre concessionárias de produção, produtores independentes de energia, auto-produtores, agentes comercializadores, importadores de energia e consumidores livres. Nesse ambiente, as condições contratuais, como preços, vigência do contrato e montante comercializado são livremente negociados entre as contrapartes (Decreto nº 5.163/04). O ACL também incluirá contratos bilaterais existentes entre geradoras e distribuidoras até a data de expiração, após a qual tais contratos deverão ser celebrados de acordo com os termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Os consumidores potencialmente livres, com uma capacidade contratada superior a 3 MW, poderão optar por mudar de fornecedor de eletricidade, observado que o contrato com a distribuidora poderá ser rescindido apenas por meio de notificação da distribuidora com antecedência mínima de 15 dias da data limite da declaração por parte da distribuidora das suas necessidades de energia para o próximo leilão. Um consumidor que opte pelo Ambiente de Contratação Livre - ACR somente poderá voltar para o sistema regulado se notificar o seu distribuidor local com cinco anos de antecedência, ficando estipulado que a distribuidora poderá reduzir esse prazo a seu critério. PÁGINA: 125 de 404

132 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Consumidores com demanda contratada entre 500 kw e 3 MW, são denominados especiais e também são elegíveis para o mercado livre, mas poderão adquirir energia apenas de (i) pequenos geradores hidrelétricos com capacidade entre kw e kw, (ii) geradores com capacidade limitada a kw, (iii) geradores de energia alternativa com capacidade inferior a kw inserida no sistema, denominados consumidores especiais. Um Consumidor especial pode cancelar seu contrato com o distribuidor local mediante notificação com 180 dias de antecedência para contratos com prazo indefinido. Para contratos de prazo definido, o consumidor deverá cumprir o contrato, ou, no caso de contratos de longo prazo, o consumidor deverá cancelar seu contrato mediante notificação com 36 meses de antecedência. O Consumidor especial pode retornar ao sistema regulado mediante notificação com 180 dias de antecedência ao distribuidor relativo à sua região. As geradoras estatais poderão vender energia elétrica aos Consumidores Livres por meio de processo de leilão, diferentemente das geradoras privadas. Leilões no ACR Os leilões de compra de energia elétrica para novos projetos de geração em andamento são realizados: (i) cinco anos antes da data de início da entrega da energia (denominados leilões A-5 ); e (ii) três anos antes da data de início da entrega (denominados leilões A-3 ). Leilões de compra de energia provenientes de empreendimentos de geração existentes ocorrem (a) no ano anterior ao de início da entrega da energia (denominados leilões A-1 ); e (b) aproximadamente quatro meses antes da data de entrega (denominados ajustes de mercado ). Os editais dos leilões são elaborados pela ANEEL, com observância das diretrizes estabelecidas pelo MME, notadamente a utilização do critério de menor tarifa no julgamento do vencedor do leilão. Cada empresa de geração participante de um leilão firma um contrato para compra e venda de energia elétrica com cada distribuidora, em proporção à respectiva estimativa de necessidade das distribuidoras. A única exceção a esta regra se refere ao leilão de ajuste de mercado, em que os contratos são específicos entre agente vendedor e agente de distribuição. Os CCEARs provenientes tanto dos leilões A-5 como A-3 tem prazo de 15 a 30 anos, enquanto que os CCEARs provenientes dos leilões A-1 têm prazo de 3 a 15 anos. Os contratos provenientes do leilão de ajuste de mercado têm o prazo máximo de dois anos. A quantidade total de energia contratada em tais leilões de ajuste de mercado não pode exceder 1,0% da quantidade total de energia contratada por cada distribuidor, exceto para leilões ocorridos em 2008 e 2009, em que a quantidade total de energia contratada não pode exceder 5,0%. Em relação aos CCEARs decorrentes de leilões de energia proveniente de empreendimentos de geração existentes, há três possibilidades de redução permanente das quantidades contratadas, quais sejam: (i) compensação pela saída de consumidores potencialmente livres do ACR; (ii) redução, a critério da distribuidora, de até 4,0% ao ano do montante anual contratado para adaptar-se aos desvios do mercado face às projeções de demanda, a partir do segundo ano subseqüente ao da declaração que deu origem à respectiva compra; e (iii) adaptação aos montantes de energia estipulados nos contratos de aquisição de energia firmados anteriormente a 17 de março de Como regra geral, os contratos celebrados no âmbito do leilão tem os seguintes prazos: (i) de 15 a 30 anos contados a partir do início do fornecimento em caso de novos projetos de geração; (ii) de 3 a 15 anos contados a partir do ano subseqüente ao do leilão em caso de usinas geradoras de energia existentes; e (iii) de 10 a 30 anos contados a partir do início do fornecimento em caso de projetos de geração de energia alternativa. Após a conclusão do leilão, geradoras e distribuidoras firmam o CCEAR, no qual as partes estabelecem o preço e a quantidade de energia contratados no leilão. O CCEAR estabelece que o preço será corrigido anualmente pela variação do IPCA. As distribuidoras oferecem garantias financeiras para as geradoras (principalmente valores a receber do serviço de distribuição) para garantir suas obrigações de pagamento nos termos do CCEAR. Repasse dos Custos de Aquisição de Energia PÁGINA: 126 de 404

133 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades A regulamentação estabeleceu, ademais, um mecanismo, o Valor Anual de Referência, que limita os montantes de custos que podem ser repassados aos consumidores finais. O Valor Anual de Referência corresponde à média ponderada dos preços de energia elétrica nos leilões A-5 e A-3, calculada para o conjunto de todas as distribuidoras. O Valor Anual de Referência cria um incentivo para que as distribuidoras contratem suas necessidades de energia elétrica previstas pelo preço mais baixo nos leilões A-5 e A-3. As distribuidoras que comprarem energia elétrica por preço inferior ao Valor Anual de Referência nesses leilões poderão repassar integralmente o Valor Anual de Referência aos consumidores durante três anos. O Valor Anual de Referência também é aplicado nos primeiros três anos dos contratos de compra de energia dos novos projetos de geração de energia. Após o quarto ano, os custos de aquisição de energia elétrica desses projetos podem ser inteiramente repassados. O regulamento estabelece os seguintes limites à capacidade das distribuidoras de repassar custos aos consumidores: (i) (ii) (iii) (iv) nenhum repasse de custos para as compras de energia elétrica que excedam 103,0% da demanda real; repasse limitado de custos para compras de energia elétrica efetuadas em um leilão A-3, se o volume de energia elétrica adquirido exceder 2,0% da demanda de energia elétrica adquirida nos leilões A-5 ; repasse limitado dos custos de aquisição de energia elétrica dos novos projetos de geração de energia elétrica, se o volume contratado nos termos dos novos contratos relacionados às instalações de geração existentes for inferior a 96,0% do volume de energia elétrica previsto no contrato por vencer; e total repasse dos custos relativos às compras de energia elétrica das instalações existentes no leilão A-1 estarão limitadas a 1,0% da carga verificada no ano anterior à notificação do distribuidor relativa à estimativa de demanda de eletricidade para o MME. Se a energia elétrica adquirida no leilão A-1 exceder a carga de 1,0%, o repasse de custos estará limitado a 70,0% do valor médio dos custos de aquisição de geração existente. Tarifas de energia elétrica As tarifas praticadas pelas distribuidoras da EDP na cobrança dos serviços de distribuição de energia elétrica são rigorosamente as publicadas nas resoluções da ANEEL, a quem compete a fixação de tais tarifas, conforme estabelecido na Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de Os processos de reajuste e revisão tarifários são efetuados em obediência ao disposto nos contratos de concessão celebrados entre as concessionárias e a União, segundo os ditames legais do país. O regime tarifário vigente para os serviços de distribuição de energia elétrica é o de serviço pelo preço (em substituição ao serviço pelo custo, que vigia anteriormente), conforme estabelece a Lei 8.987, de 13 de fevereiro de 1995: Art. 9º A tarifa do serviço público concedido será fixada pelo preço da proposta vencedora da licitação e preservada pelas regras de revisão previstas nesta Lei, no edital e no contrato. Os processos de reajuste e revisão tarifária de todas as concessionárias de distribuição de energia elétrica são efetuados segundo metodologia elaborada e publicada pela ANEEL e submetidas previamente ao escrutínio público. Revisão e Reajuste de Tarifária Enquanto o Reajuste Tarifário tem o papel de recompor as perdas inflacionárias, além de dividir com o consumidor a produtividade da empresa distribuidora no último ano, a Revisão Tarifária Periódica é um mecanismo, que visa, em última instância a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato, de acordo com o estabelecido pela Lei de Concessões. O processo de Revisão Tarifária Periódica envolve o cálculo do: reposicionamento tarifário e a definição do Fator X, conforme detalhamento abaixo: O reposicionamento tarifário tem por objeto central a análise das denominadas Parcelas A e B. A Parcela A é constituída pelos custos não-gerenciáveis (compra de energia, transporte de energia e encargos setoriais) PÁGINA: 127 de 404

134 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades e a Parcela B é constituída pelos custos operacionais eficientes e custos de capital (remuneração do investimento e quota de reintegração regulatória). Assim, a composição dos valores da Parcela A e B, bem como de outras receitas (não decorrentes exclusivamente das tarifas, mas que mantêm relação com o serviço prestado ou com os bens afetos à prestação) em comparação ao montante da receita realizada no ano anterior, leva ao Índice de Reposicionamento Tarifário. O tratamento da Parcela A é semelhante ao adotado nos reajustes anuais. Verifica-se com base nas projeções de mercado o volume de energia requerida para que a concessionária possa atender ao mercado cativo. O custo de compra da energia requerida é determinado pelos contratos de compra realizados pela concessionária, até o limite de repasse permitido pelo regulador. Encargos Setoriais como CCC, CDE, RGR, Taxa de Fiscalização, ONS além de custos de conexão, transporte e Rede Básica são agregados aos custos de energia. O tratamento da Parcela B no processo de Revisão Tarifária Periódica é bem diferente do verificado nos reajustes anuais. Nos reajustes anuais, o valor da Parcela B, obtido pela fórmula paramétrica constante do Contrato de Concessão, é ajustado pela aplicação do IGPM verificado nos 12 meses anteriores, deduzido do Fator X fixado na data da revisão tarifária. Na Revisão Tarifária Periódica, o regulador verifica o volume de recursos necessários para a concessionária cobrir seus custos operacionais e define o nível de remuneração e recuperação de capital permitidos. Para a definição dos custos operacionais, a ANEEL utilizou, nos 1º e 2º ciclos de revisão tarifária, o conceito de Empresa de Referência ( ER ). O conceito de Empresa de Referência está associado a três premissas básicas: (i) nível médio de eficiência na gestão; (ii) consistência entre o tratamento regulatório dado para os custos operacionais e para a avaliação e remuneração dos ativos; e (iii) condições específicas de cada área de concessão. A metodologia de revisão tarifária, inclusive a forma de definição dos custos operacionais eficientes, está sendo aprimorada pela ANEEL, no âmbito da Audiência Pública 040/2010. Os resultados da audiência pública ainda não são conhecidos, porém a filosofia para definição dos custos operacionais continuará a mesma: há a possibilidade de se auferir retornos superiores caso a administração real seja mais eficiente que o determinado pela ANEEL. Entretanto, se os custos reais da concessionária forem superiores aos fixados pela ANEEL, haverá incentivo para que a concessionário ajuste seus custos ao patamar regulatório. Os níveis de remuneração e recuperação de capital são definidos a partir do conceito de Base de Remuneração Regulatória. A Base de Remuneração Regulatória é entendida como investimentos prudentes requeridos pela concessionária para prestar o serviço público de distribuição de acordo com as condições estabelecidas no Contrato de Concessão, atendendo os níveis de qualidade exigidos, avaliados a preços novos de reposição (valor de mercado) e limitados por meios de índices de carregamento e aproveitamento. Nesse sentido, a remuneração do capital seria o resultado da Base de Remuneração Regulatória líquida de depreciação e obrigações especiais, multiplicada pelo custo médio ponderado de capital definido pelo regulador. A recuperação do capital seria o resultado da Base de Remuneração Regulatória Bruta (antes da Depreciação Acumulada e das Obrigações Especiais) multiplicada pela taxa de depreciação média da concessionária. Fator X O Fator X é utilizado nos reajustes anuais subsequentes à revisão tarifária periódica, reduzindo o índice de IGP-M aplicável sobre o valor da Parcela B. O objetivo do regulador é o repasse aos consumidores dos ganhos de produtividade estimados para o período entre revisões tarifárias. O Fator X é disciplinado pela Resolução Normativa ANEEL nº 338/08, sendo calculado pela multiplicação do Xe pelo valor decorrente do IGP-M subtraído o Xa, e ao final somando-se o valor obtido ao Xa. O componente Xa reflete a aplicação do IPCA sobre a parcela de mão-de-obra dos custos operacionais da concessionária. O componente Xe reflete a expectativa de ganho de produtividade na escala do negócio, por incremento do consumo de energia elétrica na área servida, tanto por maior consumo dos PÁGINA: 128 de 404

135 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades consumidores existentes, como pela incorporação de novos consumidores, no período entre revisões tarifárias. Nos 1º e 2º ciclos de revisão tarifária, o cálculo do componente Xe foi realizado pelo método de Fluxo de Caixa Descontado - FCD, que tem por objetivo valorar as receitas e despesas futuras da concessionária, dado um determinado crescimento de mercado e uma previsão de investimentos. De acordo com esse método, o componente Xe é aquele que iguala a taxa interna de retorno do fluxo de caixa regulatório da concessionária no período tarifário ao custo de capital (WACC). No 3º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica das Distribuidoras, para a definição dos valores necessários ao cálculo, tanto do Reposicionamento Tarifário, quanto do Fator X, serão utilizados os conceitos, critérios e procedimentos a serem publicados pela ANEEL de sua decisão sobre o resultado da Audiência Pública 040/2010. O modelo sugerido pela ANEEL na Audiência Pública 040/2010, que propõe grandes mudanças em relação ao Segundo Ciclo de Revisão Tarifária, assim como as contribuições enviadas pela sociedade, podem ser encontrados em: id_area=13&attanofasaud=2011 Regras de Concentração Em um esforço para promover o aumento da concorrência, a ANEEL, em março de 1998, estabeleceu limites à concentração de certos serviços e atividades do setor elétrico. Esses limites foram atualizados em 19 de julho de 2000, por meio da Resolução Normativa ANEEL nº 278/00. A referida resolução estabelecia limites com relação à participação de geradoras, distribuidoras e comercializadoras no setor. No entanto, esta foi alterada pelas Resoluções Normativas ANEEL n.º 252/07 e 299/08 e, atualmente, o limite existente é denominado limite à auto-contratação. De acordo com tal limite, no âmbito do Sistema Interligado Nacional, uma empresa concessionária ou permissionária de distribuição somente poderá adquirir energia elétrica de empresas a ela vinculadas ou destinar energia por ela mesma produzida para atendimento de seus consumidores cativos até o limite de 30% da energia comercializada com esses consumidores. As distribuidoras poderão, no entanto, comprar energia elétrica de partes relacionadas quando participarem dos processos licitatórios para compra de energia elétrica no ACR e a geradora vencedora do leilão for uma parte relacionada da distribuidora. Desverticalização O art. 4º da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, alterado pelo art. 8º da Lei nº , de 15 de março de 2004, estabelece a obrigatoriedade da segregação das atividades de distribuição e de geração de energia elétrica relativas às pessoas jurídicas concessionárias, permissionárias e autorizadas. A obrigação de separação das atividades de distribuição daquelas de geração e transmissão deveria ser cumprida até 16 de setembro de 2005, prazo esse prorrogado para 16 de março de As distribuidoras que detinham geração distribuída tinham a obrigação de realizar contratos de compra e venda de energia elétrica de suas respectivas unidades geradoras, até o final do período de concessão. De acordo com as regras de desverticalização, as concessionárias distribuidoras, no âmbito do SIN, também não poderiam ter participação em outras sociedades, de forma direta ou indireta, ou ainda manter atividades não compatíveis com o objeto se sua concessão de distribuição de energia elétrica. Concorrência As distribuidoras da EDP detém a concessão para distribuir energia elétrica em 28 municípios do Estado de São Paulo e 70 municípios do Estado do Espírito Santo. Dentro de sua área de concessão, não enfrenta concorrência na distribuição de energia elétrica a consumidores residenciais, comerciais, industriais e demais supridos na baixa tensão, bem como aqueles atendidos em alta tensão. As comercializadoras e geradoras de energia elétrica podem competir na oferta de energia elétrica aos Consumidores Livres ou Consumidores Especiais. Caso optem por adquirir energia de outros supridores de PÁGINA: 129 de 404

136 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades energia elétrica, os Consumidores Livres ou Consumidores Especiais permanecem como clientes finais das distribuidoras da EDP com relação ao serviço de distribuição de energia elétrica. Por este serviço, as concessionárias continuarão sendo remuneradas pelo uso de seu sistema de distribuição, de modo que tal competição entre os supridores pela oferta de energia elétrica aos Consumidores Livres não afeta os resultados operacionais das distribuidoras. A regulamentação do setor de distribuição de energia elétrica também prevê que, na hipótese de saída de Consumidores Livres ou Consumidores Especiais para o mercado livre, a concessionária de distribuição tem a prerrogativa de devolução dos volumes de energia adquiridos nos leilões de compra de energia referentes aos clientes que deixaram sua base cativa. Na hipótese de Clientes Livres optarem por retornar à base cativa das distribuidoras, esta deve ser notificada com antecedência mínima de cinco anos, ou por prazo menor por iniciativa da distribuidora, de maneira a permitir o adequado gerenciamento de sua posição de suprimento de energia. b) política ambiental da Companhia e custos incorridos para o cumprimento da regulação ambiental. As atividades de distribuição, transmissão e geração de energia estão sujeitas à legislação federal, estadual e municipal de ampla cobertura referente à preservação do meio ambiente. A Constituição Federal confere poderes aos Governos Federal e Estaduais para promulgar leis destinadas a proteger o meio ambiente e a editar regulamentação ao amparo dessas leis sendo que os municípios podem também fazê-lo com relação aos assuntos de interesse local. A empresa que violar a legislação ambiental aplicável poderá ficar sujeita a multas significativas e a restrições da sua atividade. As violações à legislação ambiental podem consistir em crime, atingindo tanto os administradores, como a própria pessoa jurídica da empresa. Podem, ainda, acarretar penalidades administrativas, como multas de até R$50 milhões (aplicáveis em dobro ou em seu triplo em caso de reincidência) e suspensão temporária ou definitiva de atividades. Além disso, tais sanções serão aplicadas independentemente da obrigação de reparar a degradação causada ao meio ambiente. Na esfera civil, os danos ambientais implicam responsabilidade solidária e objetiva, direta e indireta. Isto significa que a obrigação de reparar a degradação causada poderá afetar a todos os direta ou indiretamente envolvidos, independentemente da comprovação de culpa dos agentes. Como conseqüência, quando a Companhia contrata terceiros, para proceder a qualquer intervenção nas operações da Companhia, como a disposição final de resíduos, não está isenta de responsabilidade por eventuais danos ambientais causados por estes terceiros contratados. Os principais órgãos de proteção ambiental aos quais as atividades da Companhia estão condicionadas são o IBAMA e os órgãos estaduais de proteção ambiental integrantes do Sistema Nacional do Meio Ambiente - SISNAMA, além dos órgãos e agências de recursos hídricos nos âmbitos estaduais e federal. Os Ministérios Públicos Federal e Estaduais agem como órgãos fiscalizadores do cumprimento da legislação ambiental vigente, podendo propor Ação Civil Pública para os casos de descumprimento desta legislação. Questões Ambientais na Distribuição No ano de 2010 o investimento total em meio ambiente realizado pelas distribuidoras da Companhia foi aproximadamente de R$12,7 milhões, sendo R$3,8 milhões na EDP Bandeirante e R$ 8,9 milhões na EDP Escelsa. Os gastos de natureza ambiental em 2010 da EDP Bandeirante foram com foco na implantação do sistema de gestão ambiental, no licenciamento de empreendimentos e na implantação de redes compactas e isoladas. A instalação de 281 km de redes protegidas de distribuição de energia elétrica em 2010 nos municípios de concessão da Companhia proporciona melhor desempenho do sistema e uma convivência mais harmoniosa com a vegetação em áreas urbanizadas, reduzindo a necessidade de supressão e contribuindo diretamente para a paisagem. PÁGINA: 130 de 404

137 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Durante 2010, destaca-se também a realização de convênios com prefeituras para a melhoria da qualidade das técnicas de poda utilizadas pela empresa, sua regulamentação junto aos órgãos municipais e desta forma diminuir a interrupção do fornecimento de energia elétrica. Como projeto-piloto, a EDP Bandeirante assinou os Convênios de biodiversidade com as prefeituras de Guaratinguetá, Caçapava e Guararema, onde disponibilizou desde equipamentos para a o melhor funcionamento dos viveiros municipais até sementes para produção de mudas de espécies florestais nativas com o objetivo de incrementar a biodiversidade local. Por fim, visando à prevenção de passivos ambientais, a EDP Bandeirante continua desenvolvendo um programa de monitoramento de solos e águas subterrâneas em todas as suas instalações, bem como campanhas periódicas de medição de ruídos em subestações. Quanto à EDP Escelsa, há anos a companhia vem atuando de forma sistemática na preservação dos recursos naturais, promovendo e implantando diversos projetos que visam à proteção da fauna e flora locais, à recomposição da vegetação e a gestão de resíduos, bem como a proteção e redução de ruídos, além de dar apoio a entidades governamentais e não-governamentais atuantes na área ambiental. Visando a sistematizar esta atuação num processo de gerenciamento, a empresa encontra-se em fase de implementação de um sistema de gestão ambiental, alinhado à norma internacional ISO As linhas de distribuição e subestações da EDP Escelsa, que iniciaram suas operações antes da obrigatoriedade do licenciamento ambiental ou que iniciaram suas operações depois desta época estão atualmente passando por um processo de regularização perante os órgãos ambientais competentes. Questões Ambientais na Geração Similarmente às distribuidoras, as empresas da área de geração vêm empreendendo esforços significativos para o uso racional dos recursos naturais e para a conscientização dos colaboradores, fornecedores e comunidades em relação à necessidade de se proteger o meio ambiente. O investimento total das empresas de geração em ações relacionadas com o meio ambiente nos empreendimentos hidrelétricos em exploração e em fase de construção, no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010 foi de R$14,1 milhões. Em relação a ativos de geração já em operação, estas atividades incluem programas de proteção de espécies animais e habitats naturais, monitoramento da qualidade da água dos reservatórios e acompanhamento dos planos de desenvolvimento rural para o apoio de comunidades relocadas para a formação dos reservatórios das usinas. Particular destaque pode ser dado ao aproveitamento hidrelétrico Peixe Angical, cuja construção foi terminada em 2006, tendo sido implementados 30 programas ambientais, que tiveram como objetivo amenizar e compensar os impactos ambientais causados pela construção do empreendimento. O aproveitamento de potencial hidrelétrico por meio de usinas hidrelétricas configura atividade sujeita à outorga do direito de uso de recursos hídricos e à conseqüente cobrança pelo uso da água. Para os rios de domínio da união, cuja emissão da outorga cabe à Agência Nacional de Águas ANA, enquanto que, para os demais cursos d água, a autoridade para emitir a outorga é conferida aos órgãos estaduais de recursos hídricos. Os empreendimentos das empresas do grupo que fazem uso de recursos hídricos estão devidamente autorizados ao uso de recursos hídricos. Também com o objetivo de sistematizar a gestão de meio ambiente e de saúde e segurança, a Companhia decidiu implementar um sistema de gestão integrada de meio ambiente, saúde ocupacional e segurança no trabalho, designado por SGIS (Sistema Integrado de Gestão para Sustentabilidade). O SGIS esta a ser implantado de forma progressiva nas varias unidades de geração do Grupo, tendo sido obtida já a certificação para as usinas de Peixe Angical e Lajeado (ISO e OHSAS ) e nas PCHs de Paraíso e São João (ISO ). Licenciamento Ambiental PÁGINA: 131 de 404

138 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades A legislação ambiental brasileira aplicável impõe ao empreendedor o dever de submeter ao prévio licenciamento ambiental a construção, instalação, ampliação, modificação e funcionamento de quaisquer empreendimentos ou atividades que utilizem recursos naturais, causem ou tenham potencial para causar degradação ou poluição ambiental no território nacional. A Licença Ambiental se constitui em ato administrativo pelo qual o órgão ambiental competente estabelece as condições, restrições e medidas de controle ambiental a serem obedecidas pelo empreendedor, pessoa física ou jurídica. O processo de licenciamento ambiental contempla três fases distintas, conforme o estágio em que se encontre o empreendimento, sendo realizado junto aos órgãos ambientais na esfera federal, estadual ou municipal, conforme definição legal de competência, conforme o interesse preponderante sobre os recursos ambientais afetados. Para cada uma destas fases, são emitidas as seguintes licenças, todas com prazo determinado de validade, o qual é estabelecido por tipo de licença e por especificidade da atividade ou empreendimento: Licença Prévia (LP): é a comprovação da viabilidade ambiental de um empreendimento, e estabelece os requisitos básicos e condicionantes ambientais a serem atendidos nas fases subseqüentes de implantação. Se a atividade ou empreendimento for considerado de alto potencial degradador ou poluidor do meio, torna-se necessária a elaboração do estudo de impacto ambiental e respectivo relatório de impacto sobre o meio ambiente (EIA/RIMA), que são submetidos para exame do órgão ambiental licenciador e apresentados, por meio de audiências públicas, às comunidades afetadas. Licença de Instalação (LI): é a autorização para a construção do empreendimento, e contempla as medidas de controle e demais condicionantes ambientais a serem cumpridas antes da fase de operação. A comprovação da implementação das condicionantes da Licença Prévia, bem como a elaboração de um Projeto Básico Ambiental (PBA) e seus respectivos Programas Ambientais revestem-se de condição essencial para a emissão da Licença de Instalação. Licença de Operação (LO): é a autorização para o empreendedor explorar sua atividade dentro das suas instalações pelo período estabelecido na licença, podendo ser renovada. Referida licença deverá ser requerida pelo empreendedor junto ao órgão ambiental, antes do término da construção, com a comprovação de que as ações contidas no PBA foram implementadas e as condicionantes ambientais da Licença de Instalação foram cumpridas. Todas as Licenças de Operação que foram obtidas para empreendimentos das empresas do Grupo estão sujeitas a renovação, sendo exigido o requerimento de renovação com antecedência mínima de 120 dias do término do prazo de validade para a prorrogação automática até a manifestação do Órgão Licenciador. Todas as empresas do grupo fazem uma gestão ativa sobre este processo, estando todos os empreendimentos com licenças para operar. Na tabela abaixo é apresentada a situação atual do licenciamento ambiental dos empreendimentos de geração das empresas do Grupo EDP, abrangendo a data de início das operações e a respectiva validade: PÁGINA: 132 de 404

139 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Em relação às licenças indicadas no quadro acima como estando vencidas, cumpre esclarecer que solicitamos todas as renovações aos órgãos competentes com 120 dias de antecedência, o que nos garantiu uma renovação automática ate a manifestação do respectivo órgão ambiental, conforme determina a legislação ambiental. Ressaltamos que a UTE Porto do Pecém não está contemplada no quadro acima por estar em construção e, portanto, não ter ainda uma licença de operação. Da mesma forma, a UTE Resende e UEE Elebrás Santa Vitória do Palmar I também não possuem ainda licenças de operação por se tratarem de projetos em fase de estudos. Finalmente, o quadro acima não inclui as repotencializações da UHE Mascarenhas (de 17,50 PÁGINA: 133 de 404

140 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades MW), da PCH Rio Bonito (de 5,2 MW) e da UHE Suíça de (3,4 MW) por também estarem em construção e, portanto, ainda não terem licença de operação. c) dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes para o desenvolvimento das atividades. Marcas No Brasil, a propriedade de uma marca adquire-se somente pelo registro validamente expedido pelo Instituto Nacional de Propriedade Industrial ( INPI ), órgão responsável pelo registro de marcas e patentes, sendo então assegurado ao titular seu uso exclusivo em todo o território nacional por um prazo determinado de 10 anos, passível de sucessivas renovações. Durante o processo de registro, o depositante tem apenas uma expectativa de direito para utilização das marcas depositadas, aplicadas para a identificação de seus produtos ou serviços. Nosso Grupo tem por política proteger suas marcas e possui aproximadamente 60 marcas registradas ou em processo de registro junto ao INPI, em diversas classes relacionadas às nossas atividades. Nossas principais marcas envolvem o nome do nosso conglomerado, bem como tratam dos nomes das empresas do nosso conglomerado, dentre as quais destacamos: EDP, Energias do Brasil, EDP Bandeirante, EDP Escelsa, Enertrade e Energest. Atualmente, todas as marcas que são relevantes para a nossa Companhia encontram-se devidamente registradas ou em processo de registro perante o INPI. A Companhia não acredita que o indeferimento do registro de qualquer das suas marcas possa impactar negativamente em suas operações e resultados. Não há eventos que podem causar a perda dos direitos relativos às marcas registradas em nome da Companhia, além daqueles legalmente previstos. Todos os objetos dos pedidos de registro de marcas patente formulados pela Companhia foram desenvolvidos para melhoria do próprio desempenho das suas atividades, não havendo atualmente intenção na comercialização dos mesmos. Patentes Não aplicável, pois não possuímos nenhuma patente em seu nome, bem como nenhum pedido de concessão de patentes pendente. Licenças Não aplicável, pois não possuímos licenças. Concessões A extinção antecipada de nossos contratos de concessão, assim como a imposição de penalidades associadas a tal extinção, pode gerar significativos impactos em nossos resultados e afetar nossa capacidade de pagamento e cumprimento de obrigações financeiras. Para informações acerca da nossa dependência de nossas concessões, consultar a Seção 4 deste Formulário de Referência, em especial o fator de risco A perda das nossas concessões pode gerar prejuízos em nossos resultados. Franquias Não aplicável, pois não possuímos franquias. Contratos de Royalties Não aplicável, pois não celebramos contratos de royalties. PÁGINA: 134 de 404

141 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades PÁGINA: 135 de 404

142 7.6 - Receitas relevantes provenientes do exterior 7.6. Informações acerca dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes. a. Receita proveniente dos clientes atribuídos ao País sede do emissor e sua participação na Receita Líquida total do emissor Todas as nossas receitas são provenientes de clientes localizados no Brasil. Nossa receita operacional líquida totalizou R$1.384,8 milhões no período de três meses findo em 31 de março de 2011, considerando as eliminações entre as empresas do Grupo, R$5.034,3 milhões no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010 e R$4.621,7 milhões no exercício social encerrado em 31 de dezembro de b. Receita proveniente dos clientes atribuídos a cada País estrangeiro e sua participação na Receita Líquida total do emissor Não aplicável, pois todos os nossos clientes são localizados no Brasil. c. Receita total proveniente de Países estrangeiros e sua participação na Receita Líquida total do emissor Não aplicável, pois todas as nossas receitas são geradas no Brasil. PÁGINA: 136 de 404

143 7.7 - Efeitos da regulação estrangeira nas atividades 7.7. Em relação aos países dos quais a Companhia obtém receitas relevantes, identificar: a) produtos e serviços comercializados; b) receita proveniente dos clientes atribuídos a cada país estrangeiro e sua participação na receita líquida total da Companhia; e c) receita proveniente dos clientes atribuídos a cada país estrangeiro e sua participação na receita líquida total da Companhia. Não aplicável. Nossas atividades e receitas estão restritas ao território nacional. PÁGINA: 137 de 404

144 7.8 - Relações de longo prazo relevantes 7.8. Outras relações de longo prazo relevantes da Companhia. Não temos nenhuma relação de longo prazo relevante além daquelas descritas neste Formulário de Referência, no item 10.1(f). PÁGINA: 138 de 404

145 7.9 - Outras informações relevantes 7.9. Outras informações relevantes. (em milhares de reais, exceto quando indicado) Somos uma holding de um grupo de empresas com portfólio diversificado que tem como atividades gerar, distribuir e comercializar energia elétrica no mercado brasileiro. Controlamos empreendimentos de geração, tais como a Usina Hidrelétrica Lajeado e Usina Hidrelétrica Peixe Angical, que, em conjunto com outros empreendimentos de geração hidrelétrica e eólica, nos conferiam, em 31 de março de 2011, uma capacidade instalada de MW. Considerando ainda nossa participação no projeto de Pecém I, uma joint venture com a MPX para o desenvolvimento de uma usina termoelétrica, em fase de construção, as repotenciações em andamento, e o desenvolvimento, em parceria com a EDP Renováveis, do parque Eólico de Tramandaí no Rio Grande do Sul, acreditamos que nossa capacidade potencial instalada total, em 2012, será de MW. Nossas distribuidoras, a EDP Bandeirante e a EDP Escelsa, atendem a aproximadamente 2,7 milhões de clientes, com concentração nos segmentos residencial e industrial, localizados em 98 municípios, 28 dos quais no Estado de São Paulo e 70 no do Espírito Santo, com uma população total de aproximadamente 8 milhões de habitantes. A área total de concessão de distribuição abrange Km2. Nossa comercializadora, a Enertrade, comercializou um total de GWh no exercício de 2010, e de GWh nos três primeiros meses de Ressaltamos nossa posição de destaque, como operador integrado, no mercado brasileiro de energia elétrica: (i) segundo a EPE Empresa de Pesquisa Energética, por meio de nossos ativos de distribuição, somos o quarto grupo privado no Brasil, em termos de energia vendida em 2010; (ii) segundo a ANEEL, por meio de nossos ativos de geração, somos o quinto grupo privado no Brasil, em termos de capacidade instalada em 31 de dezembro de 2010; e (iii) segundo a CCEE, por meio de nossa comercializadora, somos o terceiro grupo privado no Brasil, em termos de energia comercializada em A tabela a seguir contém alguns dos principais indicadores financeiros e operacionais consolidados para os períodos indicados: Exercício Social encerrado em Período de três meses encerrado em 31 de Março de 31/12/ /12/2010 Variação 12/09-12/10 (%) Variação 1T11 / 1T10 (%) (em R$ milhões, exceto quando diversamente indicado) Receita operacional líquida 4.621, ,3 8,9% 1.200, ,8 15,4% Distribuição 3.446, ,7 9,2% 922, ,1 11,6% Geração 979, ,1 2,6% 227,1 265,1 16,7% Comercialização 763,2 741,4-2,9% 148,6 230,9 55,4% Transmissão 4,2 6,2 47,6% 1,7 1,5-11,8% Outros (2) (571,1) (480,2) -15,9% (99,8) (142,8) 43,1% Lucro Líquido do exercício 695,7 582,6-16,3% 173,0 187,7 8,5% Distribuição 435,1 456,8 5,0% 137,6 142,9 3,8% Geração (7) 257,8 199,0-22,8% 39,6 44,0 11,1% Comercialização 25,0 16,7-33,2% 9,6 10,9 13,3% Transmissão 3,7 4,5 21,6% 1,1 1,3 18,2% Outros (2) (25,9) (94,5) 265,0% (14,9) (11,2) -24,8% EBITDA Ajustado (1) 1.523, ,5-0,1% 412,2 460,4 11,7% Distribuição 811,1 840,5 3,6% 251,0 271,4 8,1% Geração 709,4 731,9 3,2% 159,8 181,7 13,7% Comercialização 35,5 22,5-36,6% 14,4 15,6 8,5% Transmissão 3,9 4,7 20,5% 1,1 1,2 9,1% Outros (2) (36,3) (77,1) 112,4% (14,0) (9,6) -32,0% Margem EBITDA Ajustado (3) 33,0% 30,2% -8,3% 34,3% 33,2% -3,2% Capacidade Instalada (MW) 1.738, ,0 0,2% 1.741, ,0 0,0% Energia Distribuída (GWh) , ,0 11,4% 5.959, ,0 3,8% Energia Comercializada (GWh) (4) 8.715, ,0-5,2% 2.086, ,0 11,7% Endividamento: (5) PÁGINA: 139 de 404

146 7.9 - Outras informações relevantes Empréstimos e financiamentos totais 3.193, ,9 6,0% 3.083, ,9 5,3% (-) Disponibilidades (1.102,0) (1.126,4) 2,2% (1.136,6) (1.015,5) -10,7% Empréstimos e financiamentos líquidos (6) 2.091, ,5 8,0% 1.947, ,4 14,5% (1) EBITDA Ajustado é uma medição não contábil elaborada por nossa Companhia, conciliada com nossas demonstrações financeiras observando as disposições do Ofício Circular CVM n 01/2007, consistindo no Lucro Líquido do exercício antes do imposto de renda e contribuição social, da participação de minoritários e partes beneficiárias, do resultado financeiro líquido, do resultado das participações societárias, da depreciação e a amortização. O EBITDA Ajustado não é uma medida reconhecida pelas Práticas Contábeis Adotadas no Brasil, não possui um significado padrão e pode não ser comparável a medidas com títulos semelhantes fornecidos por outras companhias. Nossa Companhia divulga EBITDA Ajustado porque ela o utiliza para medir o seu desempenho. O EBITDA Ajustado não deve ser considerado isoladamente ou como um substituto de lucro líquido ou lucro operacional, como um indicador de desempenho operacional ou fluxo de caixa ou para medir a liquidez ou a capacidade de pagamento da dívida. (2) Outros corresponde as eliminações intra-segmento, atividades de Holding e a controlada Escelsapar. (3) Margem Ebitda Ajustado é o EBITDA Ajustado dividido pela receita operacional líquida. (4)Volume de energia comercializada pela Enertrade (incluindo operações com partes relacionadas) (5)Incluem dívida contraída perante terceiros, juros e principal, em moeda nacional e estrangeira, com prazos de maturidade distintos, cujo destino serve para alocação a projetos específicos ou para gestão de caixa. Incluem adicionalmente, os derivativos registrados. Para melhor referência e detalhe vide Nota explicativa dos Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas e Debêntures, incluída nas nossas Demosntrações Financeiras. (6) Empréstimos e financiamentos líquidos corresponde ao total dos empréstimos e financiamentos menos disponibilidades. (7) Excluindo participação de acionistas não controladores. Para informações adicionais, ver item 7.2 (a) e (b) deste Formulário de Referência. A tabela abaixo mostra a reconciliação de nosso EBITDA Ajustado com o lucro líquido para os períodos indicados: Período de três Exercício Social meses encerrado em encerrado em 31 de Março de 31/12/ /12/ (R$ milhões) Lucro Líquido do exercício/período 695,7 582,6 173,0 187,7 (+) Contribuição Social e Imposto de Renda 248,8 249,1 97,2 103,1 (+) Participação de minoritários 146,9 136,9 25,0 22,2 (+) Partes beneficiárias (1) 15,8 17,2 2,4 2,1 (+) Resultado financeiro 82,0 177,0 26,9 44,3 (+) Resultado das participações societárias 0,4 1,8 0,6 2,4 (+) Depreciação e amortização 334,1 358,0 87,1 98,6 EBITDA Ajustado (2) 1.523, ,5 412,2 460,4 Margem EBITDA Ajustado (3) 33,0% 30,2% 34,3% 33,2% Margem Líquida (4) 15,1% 11,6% 14,4% 13,6% (1) Conforme o artigo 46 do Capítulo IV da Lei das Sociedades por Ações, Partes Beneficiárias são títulos negociáveis sem valor nominal e estranhos ao Capital Social, que podem ser criados a qualquer tempo pelas Sociedades por Ações de Capital Fechado. O único direito que o detentor desses títulos tem é a participação nos lucros anuais da companhia. No Grupo EDP Brasil, a subsidiária que tem partes beneficiárias é a Lajeado Energia S.A. (2) EBITDA Ajustado é uma medição não contábil elaborada por nossa Companhia, conciliada com nossas demonstrações financeiras observando as disposições do Ofício Circular CVM n 01/2007, consistindo no Lucro Líquido do exercício antes do imposto de renda e contribuição social, da participação de minoritários e partes beneficiárias, do resultado financeiro líquido, do resultado das participações societárias, da depreciação e a amortização. O EBITDA Ajustado não é uma medida reconhecida pelas Práticas Contábeis Adotadas no Brasil, não possui um significado padrão e pode não ser comparável a medidas com títulos semelhantes fornecidos por outras companhias. Nossa Companhia divulga EBITDA Ajustado porque ela o utiliza para medir o seu desempenho. O EBITDA Ajustado não deve ser considerado PÁGINA: 140 de 404

147 7.9 - Outras informações relevantes isoladamente ou como um substituto de lucro líquido ou lucro operacional, como um indicador de desempenho operacional ou fluxo de caixa ou para medir a liquidez ou a capacidade de pagamento da dívida. (3 Margem Ebitda Ajustado é o EBITDA Ajustado dividido pela receita operacional líquida. (4) Margem Líquida: Lucro líquido dividido pela receita líquida nos períodos apresentados. A área de geração, que definimos como o principal vetor estratégico para o crescimento dos nossos negócios, proporcionou, no período de três meses findo em 31 de março de 2011, uma receita operacional líquida no valor de R$265,1 milhões e um lucro líquido de R$44,0 milhões, excluindo participação de acionistas não controladores. O negócio de distribuição, atualmente responsável pela parcela maior da receita dos negócios e relativamente ao qual definimos, como foco estratégico, a eficiência operacional e um investimento direcionado para o crescimento orgânico, para a redução de perdas e para o cumprimento das obrigações de qualidade de serviço, no mesmo período de três meses findo em 31 de março de 2011, proporcionou uma receita operacional líquida no valor de R$1.030,1 milhões e lucro líquido de R$142,9 milhões. A área de comercialização de energia, conduzida pela Enertrade, no mesmo período de três meses findo em 31 de março de 2011, proporcionou uma receita operacional líquida no valor de R$230,9 milhões e lucro líquido de R$10,9 milhões. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010, nossa receita operacional líquida totalizou R$5.034,3 milhões e no período de três meses findo em 31 de março de 2011, considerando as eliminações entre as empresas do Grupo, nossa receita operacional líquida totalizou R$1.384,8 milhões. Desde a realização de nossa abertura de capital, em 2005, desenvolvemos projetos significativos e concluímos operações relevantes que comprovam a capacidade da nossa administração de promover o crescimento das nossas atividades. Dentre elas, estão: (i) a conclusão das obras e início de operações da Usina Peixe Angical, com 452 MW de capacidade instalada; (ii) a Permuta Lajeado, uma transação de permuta de ativos entre a Companhia e o Grupo Rede, que teve como objeto a transferência de nossa participação de 100% na Enersul em troca de participações diretas e indiretas na Usina Hidrelétrica Lajeado, elevando a nossa participação de 27,7% para 77,15% do capital votante desta usina; e (iii) a joint venture com a MPX para o desenvolvimento conjunto do projeto de Pecém. Desde 2005, nossa capacidade instalada de geração evoluiu de 530 MW para 1741 MW. As tabelas abaixo mostram a reconciliação de nosso EBITDA Ajustado com o lucro líquido para os períodos indicados separado por segmento: Em 31 de Março de 2011 Distribuição Geração Transmissão Comercial. Outros Eliminações Total Lucro Líquido do exercício/ período (+) Contribuição Social e Imposto de Renda (+) Participação de minoritários (+) Partes beneficiárias (+) Resultado financeiro (+) Resultado das participações societárias (+) Depreciação e amortização EBITDA Ajustado Receita líquida Margem EBITDA Ajustado (EBITDA Ajustado /Receita Líquida) 26,3% 68,6% 77,6% 6,8% n.a. 0,0% 33,2% Margem líquida (Lucro Líquido/Receita Líquida) 13,9% 16,6% 81,4% 4,7% n.a. 139,2% 13,6% Em 31 de Março de 2010 Distribuição Geração Transmissão Comercial. Outros Eliminações Total Lucro Líquido do exercício/ período PÁGINA: 141 de 404

148 7.9 - Outras informações relevantes (+) Contribuição Social e Imposto de Renda (+) Participação de minoritários (+) Partes beneficiárias (+) Resultado financeiro (+) Resultado das participações societárias (+) Depreciação e amortização EBITDA Ajustado Receita líquida Margem EBITDA Ajustado (EBITDA Ajustado /Receita Líquida) 27,2% 70,3% 69,0% 9,7% n.a. 0,0% 34,3% Margem líquida (Lucro Líquido/Receita Líquida) 14,9% 17,4% 64,7% 6,5% n.a. 188,2% 14,4% Em 31 de Dezembro de 2010 Distribuição Geração Transmissão Comercial. Outros Eliminações Total Lucro Líquido do exercício/ período (+) Contribuição Social e Imposto de Renda (+) Participação de minoritários (+) Partes beneficiárias (+) Resultado financeiro (+) Resultado das participações societárias (+) Depreciação e amortização EBITDA Ajustado Receita líquida Margem EBITDA Ajustado (EBITDA Ajustado /Receita Líquida) 22,3% 72,9% 74,9% 3,0% n.a. 1,1% 30,2% Margem líquida (Lucro Líquido/Receita Líquida) 12,1% 19,8% 73,1% 2,3% n.a. 142,4% 11,6% Em 31 de Dezembro de 2009 Distribuição Geração Transmissão Comercial Outros Eliminações Total Lucro Líquido do exercício/ período (+) Contribuição Social e Imposto de Renda (+) Participação de minoritários (+) Partes beneficiárias (+) Resultado financeiro (+) Resultado das participações societárias (+) Depreciação e amortização EBITDA Ajustado Receita líquida Margem EBITDA Ajustado (EBITDA Ajustado /Receita Líquida) 23,5% 72,5% 91,2% 4,6% n.a. -0,2% 33,0% Margem líquida (Lucro Líquido/Receita Líquida) 12,6% 26,3% 87,0% 3,3% n.a. 126,0% 15,1% PÁGINA: 142 de 404

149 7.9 - Outras informações relevantes Vantagens Competitivas Acreditamos que nossas principais vantagens competitivas são as seguintes: Atuação Integrada nos Segmentos de Distribuição, Geração e Comercialização. Atuamos de forma integrada nos segmentos de distribuição, geração e comercialização de energia elétrica. Nossas distribuidoras e nossa comercializadora, a Enertrade, atuam em áreas com forte concentração de clientes nos segmentos industrial e residencial. A EDP Bandeirante e a EDP Escelsa atuam em áreas altamente desenvolvidas e industrializadas, sendo o Estado de São Paulo, área de atuação da EDP Bandeirante, o principal centro industrial do Brasil, respondendo por cerca de 33,1% do PIB brasileiro, segundo relatório de 2008 do IPEADATA. A EDP Escelsa atua no Estado do Espírito Santo, cujos principais setores da economia do estado do Espírito Santo são metalurgia, minerais não metálicos, produtos químicos e extração mineral, sendo uma área predominantemente exportadora e que possui alto potencial de crescimento em função, principalmente, das descobertas do pré-sal. A Enertrade, em termos de volume de energia negociada no âmbito do mercado atacadista em 2010, ocupa o 3º lugar entre as companhias comercializadoras privadas no Brasil, segundo a CCEE, em função da comercialização de um total de GWh no ano de 2010, já no período de três meses findo em 31 de março de 2011, a energia comercializada foi de GWh. No segmento de geração, participamos de empreendimentos tais como a Usina Hidrelétrica Lajeado e a Usina Hidrelétrica Peixe Angical, que, em conjunto com outros empreendimentos de geração, nos conferem uma capacidade instalada de MW, no período de três meses findo em 31 de março de Considerando ainda nossa participação no projeto de Pecém, em fase de construção, e as repotenciações em andamento, acreditamos que nossa capacidade potencial instalada total será de MW em Em 2008, inauguramos nossa atuação no mercado eólico brasileiro, por meio de uma parceria com a EDP Renováveis. Ativos com concessão e contratos de longo prazo atrelados à inflação. Temos parcela significativa de nossas receitas lastreadas em concessões de distribuição e geração de energia elétrica, que são ativos com vida útil elevada e destinam-se a serviços essenciais à sociedade, assegurando assim sua perenidade. Não possuímos concessões a vencer nos próximos anos, de modo que variações de receitas podem decorrer somente das próprias regras e riscos inerentes ao negócio. No caso da distribuição, as receitas são reajustadas anualmente a partir de índices de inflação descontada da produtividade de cada concessão e com revisões de tarifas a cada período de 3 anos (EDP Escelsa) ou 4 anos (EDP Bandeirante) que atualizam as tarifas considerando a evolução dos custos eficientes e a remuneração do capital. A geração tem o direito à venda da garantia física de suas usinas pelo período estabelecido pelo poder concedente, em contratos de longo prazo, que estabelecem a correção dos preços pela variação da inflação. Experiência no Desenvolvimento e Operação de Projetos de Geração. A experiência do Grupo EDP mundialmente e a experiência que adquirimos no Brasil no desenvolvimento e na operação de projetos de geração, tais como a Usina Hidrelétrica Lajeado (902,5 MW) e a Usina Hidrelétrica Peixe Angical (452 MW), nos posiciona de forma estratégica para aproveitar novas oportunidades em projetos de geração. Acreditamos, ainda, que temos capacidade para formar parcerias estratégicas com empresas relevantes no setor elétrico brasileiro, à semelhança do projeto de Peixe Angical, no qual temos parceria com Furnas, e Pecém, no qual temos parceria com a MPX. Nossa estratégia de investimento em geração de energia busca sempre a participação em projetos por meio do controle acionário e da gestão do projeto ou, em alguns casos, através de controle compartilhado em empreendimentos com contratos de venda de energia. Esta estratégia visa à mitigação de eventuais riscos associados à obtenção de licenças e financiamentos, à implantação dos projetos e à gestão dos EPCistas ou os relacionados à operação e à manutenção dos projetos. A companhia está desenvolvendo estudos com vista à eventual participação do leilão A-3, com um projeto de térmica a gás. Eficiência Operacional e Histórico Consistente de Redução de Custos. Nosso controle de custos gerenciáveis tem mantido tendência de redução ao longo dos últimos 3 anos, quando comparados com a evolução da margem bruta. Isso mostra nosso empenho e capacidade de otimização dos recursos, nossa busca pela simplificação das estruturas societárias, eficiência dos processos e racionalização da estrutura de cargos e níveis hierárquicos. PÁGINA: 143 de 404

150 7.9 - Outras informações relevantes O indicador gastos gerenciáveis/ margem bruta tem se mantido decrescente ao longo dos últimos anos partindo de 37,8% em 2008, 33,3% em 2009, 32,4% em 2010 e 30,3% em março de Sólida Estrutura de Capital, Histórico de Pagamento de Dividendos e Forte Capacidade Creditícia. Possuímos uma sólida estrutura de capital, baixos índices de endividamento e um crescimento na geração de caixa, que reflete a constante evolução de nossa receita operacional, EBITDA Ajustado e dividendos pagos. Entre 2006 e 2010, nossa receita operacional líquida, EBITDA Ajustado e dividendos pagos tiveram um crescimento médio anual composto (CAGR) de 6,0%, 9,1% e 21,2%, respectivamente. O saldo de nossa dívida líquida (empréstimos e debêntures de curto e longo prazo menos caixa e equivalentes de caixa) em 31 de março de 2011 era de R$2.230,4 milhões, ou seja, 1,4 vezes nosso EBITDA Ajustado registrado nos últimos quatro trimestres de R$1.598,1 milhões. Possuímos também uma sólida percepção de qualidade de crédito do ponto de vista de agências de rating, mercado de capitais e mercado de dívidas bancárias. Segundo os relatórios da Moody s de 27 de maio de 2010 (EDP Bandeirante) e 5 de maio de 2011 (EDP Escelsa), os ratings de grau de investimento das nossas distribuidoras, tanto brasileiro quanto internacional, demonstra nossa forte capacidade de crédito, obtida por meio da melhora gradual e consistente numa base consolidada nos nossos indicadores. Já pela agência Standard & Poors nossas distribuidoras obtiveram elevação dos ratings de crédito, divulgados em 3 de maio de 2011, onde o rating da EDP Escelsa em escala local foi elevado de AA para AA+, com perspectiva estável, e o rating em escala global foi elevado de BB para BB+, e o rating da EDP Bandeirante foi reafirmado em AA+ em escala local e a perspectiva foi alterada de estável para positiva. Em 2009, obtivemos a concessão de crédito rotativo de longo prazo no montante de R$900 milhões junto ao BNDES, disponível ao longo dos próximos cinco anos, para financiar investimentos em imobilizado na distribuição e na geração, algo inédito para o setor até aquele momento. Acreditamos que a nossa sólida estrutura de capital e capacidade creditícia nos diferencia, pois permite que implementemos com risco reduzido nossa estratégia de crescimento, principalmente no segmento de geração. Grupo Controlador com Vasta Experiência no Setor Elétrico e Administração Experiente. Somos controlados pelo Grupo EDP, um sólido grupo global com vasta experiência nas áreas de geração, distribuição e comercialização de energia, que trata-se do quarto maior grupo ibérico no setor de energia e um dos maiores grupos privados portugueses (em valor de mercado), o Grupo EDP agrega-nos valor e credibilidade, com um histórico de comprometimento de longo prazo com o Brasil, onde está presente há quase 15 anos. O Grupo EDP diferencia-se por ter uma posição mundial de destaque na energia eólica e políticas sociais e ambientais internacionalmente reconhecidas (a melhor utility no Índice Down Jones de Sustentabilidade em 2010). Adicionalmente, possuímos uma administração com significativa experiência no setor elétrico, altamente focada na gestão eficiente de nossos ativos, redução de custos, criação de valor para nossos acionistas e guiada pelos mais altos padrões de governança corporativa. Estratégia O nosso principal objetivo é criar valor para os acionistas, principalmente por meio do crescimento sustentado nos mercados de geração, distribuição e comercialização de energia elétrica no Brasil. Para alcançar esse objetivo, fundamentamos nossas ações nos seguintes pilares estratégicos: Ampliar a Atuação em Geração. Acreditamos que a área de geração de energia representa um relevante potencial de crescimento no mercado brasileiro e que nossa vasta experiência no desenvolvimento e no gerenciamento de projetos de geração (na data deste Prospecto possuímos 19 usinas de geração de energia em operação), aliado à nossa capacidade de formar parcerias com outras companhias importantes neste segmento, nos coloca numa posição estratégica para aproveitar oportunidades do setor, inclusive no segmento de energia renováveis, em que possuímos um total de 13 PCHs e dois parques eólicos, com capacidade geradora total de 165,3 MW. A capacidade de geração instalada do País deverá aumentar nos próximos anos com a geração hidrelétrica, termelétrica e energia renovável. Segundo a EPE, o mercado brasileiro deverá requerer MW de capacidade instalada até Acreditamos que as principais oportunidades de crescimento estarão nos seguintes segmentos: Segmento de energia hidrelétrica: (i) participação em leilões de novos aproveitamentos hidrelétricos; (ii) desenvolvimento de estudos de viabilidade em andamento, com foco em hidrelétricas de médio porte e PCHs; e (iii) aquisição de ativos de energia hidrelétrica já existentes. Reforçando nossa posição no segmento de geração, celebramos contrato para a aquisição da ECE Participações S.A. ( ECE ), empresa detentora de 90% do Consórcio Amapá Energia, o qual PÁGINA: 144 de 404

151 7.9 - Outras informações relevantes possui os direitos de exploração da UHE Santo Antônio do Jarí, na divisa dos Estados do Pará e Amapá. A Jari Energética S.A. ( JESA ) detém os outros 10% do Consórcio Amapá Energia e pode exercer o direito de venda conjunta da sua participação, obrigando-nos a adquirir a sua participação pelo mesmo preço e nas mesmas condições de pagamento oferecidas a ECE (tag along). O prazo para exercício deste direito termina 30 dias após o fechamento da aquisição. A UHE Santo Antônio do Jari possui 300 MW de capacidade instalada e 196,1 MW médios de energia assegurada já aprovados pela Aneel, dos quais 190 MW médios foram vendidos no Leilão A-5 de dezembro de 2010 pelo período de 30 anos findo em 31 de dezembro de 2044, equivalente ao término da concessão. O fechamento da aquisição depende do cumprimento de algumas condições suspensivas, que incluem autorizações regulatórias dentre as quais a anuência da ANEEL para a transação; Segmento de energia termoelétrica: em atendimento às demandas do País de ampliar sua capacidade energética para garantir, de forma segura, o crescimento econômico, iniciamos em 2008 as obras da UTE Porto do Pecém, no Ceará, usina a carvão mineral que acrescentará 360 MW à nossa capacidade instalada. Além disso, recentemente celebramos contrato de fornecimento de gás natural com a Petrobras com vistas á eventual participação do leilão A-3; e Segmento de energia eólica: como reflexo da crescente demanda por energia limpa, pretendemos, em parceria com a EDP renováveis, (i) finalizar a construção do parque eólico de Tramandaí com 70 MW de capacidade instalada; (ii) e analisar novos projetos eólicos. Manter Investimentos, Foco na Eficiência Operacional e Crescer Organicamente no Segmento de Distribuição. Pretendemos concentrar esforços na manutenção de investimentos no segmento de distribuição de energia elétrica, no sentido de acompanhar o seu crescimento orgânico, na melhoria da eficiência operacional, bem como na sua preparação frente aos próximos ciclos de revisões tarifárias propostos pela ANEEL, garantido a qualidade de serviço prestada aos nossos clientes. Manter Forte Atuação no Segmento de Comercialização. Estamos ativamente focados na comercialização de energia, como resposta estratégica ao desenvolvimento de um mercado de consumidores livres no Brasil. Pretendemos fidelizar clientes localizados dentro e fora das nossas áreas de distribuição que optem pela condição de clientes livres, fornecendo-lhes energia por meio da nossa comercializadora, a Enertrade, e assessorando-os em soluções às suas necessidades na área energética, agregando valor desta forma, à prestação de nossos serviços. O negócio de comercialização caracteriza-se por ter baixo custo fixo e oferecer oportunidades de geração de lucro nas margens de comercialização. Adicionalmente, o segmento de comercialização pode apresentar oportunidades interessantes de sinergias com o segmento de geração, viabilizando contratos de longo prazo. Com a Enertrade, garantimos a nossa participação no desenvolvimento desse mercado no Brasil. Aquisição da ECE Participações S.A. ( ECE ) Usina Hidrelétrica de Energia ( UHE ) Santo Antônio do Jari Em 15 de junho de 2011, celebramos contrato, através da nossa controlada Ipueiras Energia S.A., para aquisição da ECE Participações S.A. ( ECE ), empresa pertencente aos Grupos CS e Participa, detentora de 90% do Consórcio Amapá Energia, o qual possui os direitos de exploração da Usina Hidrelétrica de Energia ( UHE ) Santo Antônio do Jari, na divisa dos Estados do Pará e Amapá. A participação remanescente de 10% do Consórcio Amapá Energia é detida pela Jari Energética S.A. ( JESA ), detentora original da concessão, que tem o direito de venda conjunta da sua participação pelo mesmo preço e nas mesmas condições de pagamento (tag along). O prazo para a JESA exercer este direito termina em 15 de Julho de A capacidade instalada da UHE Santo Antônio do Jari será de 300 MW a que corresponderá 196,1 MW médios de energia assegurada (load factor de 65%) já aprovada pela ANEEL, dos quais 190 MW médios foram vendidos no Leilão A-5 de dezembro de 2010 pelo período de 30 anos até 31 de dezembro de 2044, equivalente ao término da concessão. O projeto prevê ainda o acréscimo de 73,4 MW de capacidade instalada, o qual está pendente de aprovação pela ANEEL. A licença de instalação emitida pelo IBAMA já contempla esta ampliação de PÁGINA: 145 de 404

152 7.9 - Outras informações relevantes capacidade. O início da construção está previsto para o 3º trimestre de 2011, sendo o Consórcio Construtor formado pela CESBE, Alstom e Areva Koblitz, com as quais a ECE já assinou Contrato de EPC turn key. A entrada em operação está prevista para janeiro de As principais Características do projeto são as seguintes: Venda de Energia: 190 MWm por 30 anos ao preço de R$ 104/MWh (data-base: Dez/10). A energia assegurada adicional, resultado da ampliação da capacidade instalada, será comercializada após homologação pela ANEEL e MME; Enquadramento no regime de Incentivo Fiscal da ADA: redução de 75% do Imposto de Renda após 1 ano de operação por prazo máximo de 10 anos; O desembolso total previsto inclui o investimento na construção da usina para a instalação da capacidade máxima de 373,4 MW e o pagamento do projeto aos Vendedores; e poderá variar entre R$ milhões e R$ milhões, dependendo do cumprimento de determinadas condições, entre elas a aprovação da ampliação da capacidade instalada para 373,4 MW pela Aneel e homologação da energia assegurada associada ao incremento, além do eventual exercício de tag along. Cronograma previsto de desembolsos (índice de reajuste IPCA): o 2011: 25%; o 2012: 31%; o 2013: 31%; o 2014: 13%. O financiamento da construção prevê a utilização de recursos de longo prazo, com alavancagem estimada em até 70%. A conclusão da aquisição depende do cumprimento de algumas condições suspensivas, que incluem autorizações regulatórias dentre as quais a anuência da ANEEL para a transação. PÁGINA: 146 de 404

153 8.1 - Descrição do Grupo Econômico 8.1. Descrição do grupo econômico em que se insere a Companhia. (a) Controladores diretos e indiretos. Acionistas Participação Direta Participação Indireta EDP - Energias de Portugal S.A. 25,02% 39,78% Balwerk Consultoria Econômica e Participações Soc. 0,00% 15,70% Unipessoal Ltda. EDP Investment & Services Ltd. 24,08% 0,00% * As participações acima descritas têm por base a data deste Formulário de Referência. Encontram-se a seguir alguns esclarecimentos adicionais acerca da EDP - Energias de Portugal S.A. ( Energias de Portugal ), Balwerk Consultoria Econômica e Participações Soc. Unipessoal Ltda. ( Balwerk Consultoria ) e Energias de Portugal Investments and Services, Ltd. ( EDP ISSL ), sociedades que em conjunto detêm a maioria de nosso capital social: Energias de Portugal A nossa principal acionista é uma sociedade aberta, constituída sob a forma de uma sociedade anônima de acordo com as leis de Portugal, com sede na cidade de Lisboa, na Praça Marquês de Pombal, 12. Não há acionistas ou grupo de acionistas na Energias de Portugal que possa ser considerado acionista controlador. A maior acionista individual da Energias de Portugal é a PARPÚBLICA - Participações Públicas, SGPS, S.A, uma empresa pertencente ao Estado Português, que reúne participações de companhias privatizadas. Balwerk Consultoria Trata-se de uma sociedade constituída de acordo com as leis de Portugal, com sede na cidade de Lisboa, na Avenida José Malhoa, lote A - 13, controlada integralmente pela EDP Energias de Portugal, S.A. EDP ISSL Trata-se de uma sociedade constituída de acordo com as leis das Ilhas Cayman, com sede em George Town, Grand Cayman, na Genesis Trust & Corporate Services Ltd., segundo andar, Compass Centre, P.O. Box 448GT, Ilhas Cayman. O capital da EDP ISSL é integralmente detido pela Eletricidade de Portugal Finance Company (Ireland) Ltd., a qual, por sua vez, é integralmente detida pela EDP Energias de Portugal S.A. Para mais informações acerca do quadro acionário da EDP - Energias de Portugal S.A., da Balwerk Consultoria Econômica e Participações Soc. Unipessoal Ltda. e da EDP Investment & Services Ltd., vide itens 15.1 e 15.2 deste Formulário de Referência. (b) Controladas e coligadas Denominação Social Sociedade Participação da Companhia em 31/03/2011 Lajeado Energia S.A. Controlada 56% do capital total Enerpeixe S.A. Controlada 60% do capital total Energest S.A. Controlada 100% do capital total Enernova S.A.(*) Controlada 100% do capital total Bandeirante Energia S.A. Controlada 100% do capital total Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. Controlada 100% do capital total Investco S.A. Controlada 39% do capital total (**) Enertrade Comercialização e Serviços de Controlada 100% do capital total Energia S.A. Escelsa Participações S.A. Controlada 100% do capital total Ipueiras Energia S.A. Controlada 100% do capital total Enercouto S.A. Controlada 100% do capital total Omega Engenharia e Assessoria Ltda. Controlada 100% do capital total PÁGINA: 147 de 404

154 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Terra Verde Bioenergia Participações S.A. Controlada 92% do capital total Castelo Energética S.A. Controlada 100% do capital total Costa Rica Energética Ltda. Controlada 51% do capital total Pantanal Energética Ltda. Controlada 100% do capital total Santa Fé Energia S.A. Controlada 100% do capital total Evrecy Participações Ltda. Controlada 100% do capital total EDP Renováveis Brasil S.A. Coligada 45% do capital total Cenaeel Central Nacional de Energia Eólica S.A. Coligada 45% do capital total Elebras Projetos S.A. Coligada 45% do capital total Couto Magalhães Energia S.A. (***) Coligada 49% do capital total (*) A Sociedade foi extinta por incorporação em , conforme descrito em 6.5. deste Formulário de Referência. (**) Para efeito de cálculo de equivalência da participação nos investimentos na EDP Energias do Brasil S.A., decorrente da aplicação dos normativos internacionais, parte das ações preferenciais foram classificadas como dívida, pelo que excluindo estas ações do cálculo atingimos o percentual de 41%. Vide item 9.1 (c) deste Formulário de Referência. (***) Sociedade de Propósito Específico (SPE) em fase de estudo e registrada apenas na empresa individual EDP Energias do Brasil S.A. pelo custo histórico. Vide maiores informações no item 7.1 deste Formulário de Referência. (c) participações de nossa Companhia em sociedades do grupo; Exceto pela participação nas controladas e coligadas descrita acima, a Companhia não mantém participação em sociedades do conglomerado EDP. (d) participações de sociedades do grupo em nossa Companhia. Nenhuma outra sociedade do grupo detém participação em nosso capital social. (e) sociedades sob controle comum. Denominação Social Sociedade Participação da Companhia em 31/03/2011 Porto de Pecém Geração de Energia S.A. Controlada em conjunto 50% do capital total PÁGINA: 148 de 404

155 8.2 - Organograma do Grupo Econômico PÁGINA: 149 de 404

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