Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : Declaração e Identificação dos responsáveis 1

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1 Índice 1. Responsáveis pelo formulário Declaração e Identificação dos responsáveis 1 2. Auditores independentes 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Outras informações relevantes 3 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 70

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 210

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 362

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 398

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 457

6 Índice Informação sobre classe e espécie de valor mobiliário admitida à negociação em mercados estrangeiros Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor Descrição das ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiros Outras informações relevantes Planos de recompra/tesouraria Informações sobre planos de recompra de ações do emissor Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria Informações sobre valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento do último exercício social Outras informações relevantes Política de negociação Informações sobre a política de negociação de valores mobiliários Outras informações relevantes Política de divulgação Descrição das normas, regimentos ou procedimentos internos relativos à divulgação de informações Descrever a política de divulgação de ato ou fato relevante indicando o canal ou canais de comunicação utilizado(s) para sua disseminação e os procedimentos relativos à manutenção de sigilo acerca de informações relevantes não divulgadas Administradores responsáveis pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de divulgação de informações Outras informações relevantes Negócios extraordinários Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos negócios do emissor Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamente relacionados com suas atividades operacionais Outras informações relevantes 486

7 1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis Nome do responsável pelo conteúdo do formulário Cargo do responsável Armando Casado de Araujo Diretor de Relações com Investidores Nome do responsável pelo conteúdo do formulário Cargo do responsável José da Costa Carvalho Neto Diretor Presidente 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 486

8 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Possui auditor? SIM Código CVM Tipo auditor Nome/Razão social Nacional PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes CPF/CNPJ / Período de prestação de serviço 01/01/2009 Descrição do serviço contratado Montante total da remuneração dos auditores independentes segregado por serviço Justificativa da substituição (i) Serviços regulares e especiais de auditoria independente, contratados pelo prazo de 5 (cinco) anos, incluindo a revisão das Informações Trimestrais locais, a auditoria das Demonstrações Financeiras locais e em US GAAP (SEC), do exercício findo em 2009 ao exercício findo em 2013, inclusive demonstrações consolidadas; (ii) exame das Demonstrações Contábeis e Informações Complementares requeridas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e Instituições Financeiras; (iii) emissão de relatórios e documentos decorrentes dos serviços prestados; e (iv) exame dos controles internos segundo normas do IBRACON e da Lei Norte-Americana Sarbanes-Oxley (SOX), com a emissão de relatórios e certificados requeridos. No último exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, os auditores independentes da Companhia, em contrapartida aos serviços de auditoria contábil externa prestados, receberam honorários que totalizaram o valor de R$18,6 milhões. Não aplicável, uma vez que não houve substituição dos auditores nos últimos 3 exercícios sociais. Razão apresentada pelo auditor em caso da discordância da justificativa do emissor Nome responsável técnico Não aplicável, uma vez que não houve discordância por parte do auditor. Guilherme Naves Valle 01/01/ Período de prestação de serviço CPF Endereço Avenida José da Silva de Azevedo Neto, 200, Torre Evolution IV, Barra da Tijuca, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, CEP , Telefone (21) , guilherme.valle@br.pwc.com PÁGINA: 2 de 486

9 2.3 - Outras informações relevantes Procedimentos Adotados para evitar Conflitos de Interesses, Perda de Independência ou Objetividade de Auditores Independentes A Eletrobras tem como prática alguns procedimentos que visam evitar o conflito de interesse ou a perda de independência e objetividade por parte dos referidos auditores externos independentes. Nos termos da Instrução CVM nº 308, de 14 de maio de 1999, é obrigatória a substituição dos Auditores Independentes responsáveis pela Eletrobras, no máximo, a cada cinco anos, sendo que os mesmos auditores não podem ser recontratados por um período de três anos. Em 2013, efetuamos a substituição de nossos auditores independentes em atendimento ao disposto na referida regulamentação. Ainda, nos termos do Estatuto Social da Eletrobras, cabe ao Conselho de Administração a escolha e destituição dos Auditores Independentes. Por fim, com o objetivo de uniformizar as demonstrações financeiras das empresas pertencentes ao Sistema Eletrobras e possibilitar uma melhor compreensão do grupo econômico, o mesmo auditor é responsável pela auditoria de todas as empresas (exceto Itaipu). PÁGINA: 3 de 486

10 3.1 - Informações Financeiras - Individual Rec. Liq./Rec. Intermed. Fin./Prem. Seg. Ganhos (Reais) Exercício social (31/12/2013) Exercício social (31/12/2012) Exercício social (31/12/2011) Patrimônio Líquido , , ,00 Ativo Total , , ,00 Resultado Bruto , , ,00 Resultado Líquido , , ,00 Número de Ações, Ex-Tesouraria (Unidades) Valor Patrimonial de Ação (Reais Unidade) , , , , , , Resultado Líquido por Ação -4, , , PÁGINA: 4 de 486

11 3.2 - Medições não contábeis a) valor das medições não contábeis: EBITDA O EBITDA é calculado utilizando-se o resultado operacional antes do resultado financeiro somando-se a depreciação e amortização. O EBITDA não é uma medida de acordo com o BR GAAP, não representa o fluxo de caixa para os períodos apresentados e não deve ser considerado como substituto para o lucro líquido como indicador do desempenho operacional da Eletrobras ou como substituto para o fluxo de caixa como indicador de liquidez. O EBITDA é uma informação adicional às demonstrações financeiras da Eletrobras e não deve ser utilizado em substituição aos resultados auditados. O EBITDA não possui significado padronizado e a definição de EBITDA da Eletrobras pode não ser comparável àquelas utilizadas por outras empresas. b) conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas: A demonstração da apuração do EBITDA segue abaixo: Exercício Social encerrado em (em R$ milhões) 31 de dezembro de Período Resultado do Exercício (6.291) (6.926) Provisão Imposto de Renda e Contribuição Social (390) Resultado Financeiro (266) (633) (234) + Depreciação e Amortização EBITDA (3.690) (6.174) O resultado de 2013 foi fortemente influenciado pelos efeitos de eventos atípicos decorrentes em grande parte (impairment, contratos onerosos e indenizações), das medidas já tomadas pela Eletrobras para reduzir seus custos e retomar sua lucratividade (tais como o plano de incentivo à desligamento), bem como de um aumento nas provisões para contingências na controladora, especialmente com relação a processos relacionados ao empréstimo compulsório (para maiores informações, vide item 4.6 deste Formulário de Referência). Os efeitos desses eventos atípicos montam R$3.767 milhões, conforme detalhado abaixo. Em decorrência dos mencionados eventos atípicos, no ano de 2013, verificou-se uma variação positiva de 40,2% no EBITDA, mas que ainda mostrou-se negativo, passando de R$6.174 milhões negativos em 2012 para R$3.690 milhões negativos em Desprezando os efeitos dos eventos atípicos, o Ebitda Ajustado da Eletrobras no exercício de 2013 seria de R$77 milhões. PÁGINA: 5 de 486

12 3.2 - Medições não contábeis (em R$ milhões) Exercício Social encerrado em Período 31 de dezembro de 2013 = EBITDA (3.690) + Eventos Atípicos (vide detalhamento no quadro abaixo) = EBITDA AJUSTADO 77 Consolidado Eventos Atípicos (Valores em R$ milhões) Geração e transmissão Contratos onerosos 1.793,5 Parcela não recuperável de ativos - impairment (1.671,8) Contingências (1.396,2) Provisão para perda de ativo financeiro (791,9) Provisão para créditos de liquidação duvidosa 573,1 Plano de incentivo ao desligamento (1.507,7) Total Geração e Transmissão (3.001,0) Distribuição Contratos onerosos 131,2 Parcela não recuperável de ativos - impairment (790,1) Contingências (3,1) Provisão para créditos de liquidação duvidosa 113,5 Plano de incentivo ao desligamento (217,8) Total Distribuição (766,3) Total Geração, Transmissão e Distribuição (3.767,3) Para informações sobre os efeitos da Lei n.º /2013 e Contratos Onerosos, ver o item 10.1 (h) deste Formulário de Referência. c) explicações e motivos pelo qual entende que tal medição é mais apropriada para a correta compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações: O EBITDA é utilizado como uma medida de desempenho pela administração, motivo pelo qual a Eletrobras entende ser importante a sua inclusão neste Formulário de Referência. A Administração da Eletrobras acredita que o EBITDA é uma medida prática para aferir seu desempenho operacional e permitir uma comparação com outras companhias do mesmo setor, ainda que outras empresas possam calculá-lo de maneira distinta. Calculamos o EBITDA nos termos da Instrução CVM nº 527, de 04 de outubro de 2012, da seguinte forma: resultado líquido do período, acrescido dos tributos sobre o lucro, das despesas financeiras líquidas das receitas financeiras e das depreciações, amortizações e exaustões. Calculamos ainda o EBITDA ajustado que corresponde ao EBITDA líquido do resultado de itens não recorrentes. Entendemos que o EBITDA ajustado apresenta uma medida mais precisa da geração de caixa da Companhia, uma vez que exclui efeitos não recorrentes e não caixa. A geração de caixa consolidada medida pelo EBITDA não é uma medida de mensuração em BR GAAP/IFRS e não representa o fluxo de caixa para os períodos apresentados e por isso não deverá ser considerado como uma medida alternativa para o lucro (prejuízo) líquido, como um indicador isolado de desempenho operacional ou como uma alternativa para o fluxo de caixa como fonte de liquidez. PÁGINA: 6 de 486

13 3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras Seguem abaixo a descrição dos eventos subsequentes às demonstrações financeiras da Eletrobras referentes ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, que foram aprovadas pelo conselho de administração da Companhia em 27 de março de 2014: Leilão de Transmissão do Complexo Hidrelétrico de Belo Monte Em 7 de fevereiro de 2014, o consórcio formado por Eletrobras Furnas (24,5%), Eletrobras Eletronorte (24,5%) e a empresa chinesa State Grid Brasil Holding (51%) arrematou, no Leilão de Transmissão nº 11/2013 da ANEEL, realizado na sede da Bovespa, em São Paulo, o sistema de transmissão do Complexo Hidrelétrico (CHE) de Belo Monte, em construção no rio Xingu, no Pará. O Lote AB, único do certame, que compreende a construção, montagem, operação e manutenção do empreendimento, foi conquistado com lance de R$ 434,6 milhões, representando 38% de deságio sobre a Receita Anual Permitida Máxima (aproximadamente R$ 701,0 milhões). O investimento previsto é de R$ 5 bilhões. O sistema de transmissão permitirá o escoamento da energia do Complexo Hidrelétrico de Belo Monte ao Sistema Interligado Nacional por meio de um sistema de transmissão em extra-alta tensão em corrente contínua de ± 800 kv, inédito no país. O circuito é composto de duas estações conversoras de corrente alternada 500 kv para corrente contínua ± 800 kv. A primeira terá capacidade de conversão de MW e será construída na Subestação de Xingu (500 kv), localizada a 17 km da usina, que se conecta à interligação Manaus Tucuruí; a segunda terá capacidade de conversão de MW e será construída na área contígua à Subestação Estreito, em Minas Gerais. A Linha de Transmissão Xingu-Estreito (± 800kV) ligará as duas estações e terá km, cruzando os estados de Pará, Tocantins, Goiás e Minas Gerais. A previsão de conclusão do sistema de transmissão é janeiro de 2018 e o prazo de concessão é de 30 anos. Contrato de Confissão de Dívida Amazonas Energia A Diretoria Executiva da Amazonas Distribuidora de Energia S.A. resolveu aprovar e submeter à deliberação do Conselho de Administração, e posteriormente encaminhar à Eletrobras, a assinatura do Contrato de Confissão de Dívida (CCD), com parcelamento, junto à Petrobras Distribuidora S.A., no valor de R$ 1.112,8 milhões, com data base de correção em 31/12/2013, a ser pago em 85 parcelas mensais e sucessivas, de R$ 13,1 milhões, corrigidos pela Taxa SELIC, na data de pagamento de cada parcela. O Conselho de Administração da Eletrobras já aprovou o CCD, entretanto, o referido instrumento ainda não foi assinado pelas partes interessadas. Aquisição de participação acionária Eletronorte A Diretoria Executiva aprovou, no dia 02 de outubro de 2013, a aquisição da participação acionária da Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. na sociedade de propósito específico denominada Linha Verde Transmissora de Energia S.A, pela Eletrobras Eletronorte. O Conselho de Administração da Eletrobras aprovou a transação em fevereiro de No entanto, a transação está condicionada à manifestação favorável da ANEEL, do Conselho Administrativo de Defesa Econômica CADE, e do Banco da Amazônia (responsável pelo financiamento obtido pela SPE). PÁGINA: 7 de 486

14 3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras Plano de Sucessão Programada dos Empregados Eletronuclear A Companhia instituiu em fevereiro de 2014 o Plano de Sucessão Programada dos Empregados ( PSPE ), conforme aprovado em reunião do conselho de administração da Eletrobras Eletronuclear em 19 de dezembro de 2012, com o início das adesões em março de 2014 e o início dos desembolsos por conta dos desligamentos em agosto de 2014, de acordo com o fluxo financeiro de caixa da Eletrobras Eletronuclear para o 2º semestre de Na forma da legislação societária, tão logo as adesões ao PSPE sejam finalizadas há de se reconhecer contabilmente seus efeitos como um todo, o que pode afetar significativamente os resultados da companhia nos anos de 2014 e, possivelmente, Leilão de Geração 009/ Eletrosul Em 28 de janeiro de 2014, a controlada Eletrobras Eletrosul passou a integrar novas sociedades de propósito especifico, conforme quadro abaixo, constituídas em decorrência do leilão de geração nº 009/2013-ANEEL. SPE Eólica Hermengildo I S.A. Eólica Hermengildo II S.A. Eólica Hermengildo III S.A. Eólica Coxilha Seca S.A. Eólica Chuí IX S.A. Parque eólico Participação (%) Sócio Participação do sócio (%) Potência Nominal (MW) Garantia Física (MWm) Verace 24 99,99% Renobrax 0,01% 18,7 9,2 Verace 25 6,8 3,3 Verace 26 13,6 7,0 Verace 27 15,3 7,9 Verace 28 99,99% Renobrax 0,01% 11,9 5,9 Verace 29 17,0 8,3 Verace 30 17,0 8,2 Verace 31 8,5 4,2 Verace 34 99,99% Renobrax 0,01% 13,6 6,7 Verace 35 11,9 5,8 Verace 36 20,4 9,7 Capão Inglês 99,99% Renobrax 0,01% 10,0 3,9 Colhilha Seca 30,0 11,8 Galpões 8,0 3,0 Chuí 09 99,99% Renobrax 0,01% 17,0 7,8 UTEs Rio Branco I e Rio Branco II A ANEEL, no uso das suas atribuições regimentais, recomendou ao Ministério de Minas e Energia (MME) a extinção da autorização de serviço público das Usinas Termelétricas (UTEs) Rio Branco I e Rio Branco II, outorgada à Eletrobras por meio da Portaria DNAEE nº 156/1990, além declarar que a extinção da autorização não enseja em indenização por investimentos não amortizados. Os saldos destas UTEs, em 31 de dezembro de 2013, estão totalmente provisionados na Eletrobras Eletronorte. CELG Distribuição Em 29 de janeiro de 2014, foi assinado o Termo de Entendimento entre a Eletrobras, o Estado de Goiás, a Companhia CELG de Participações CELGPAR e a CELG Distribuição S.A. CELG D, com o objetivo de manter as negociações para aquisição de até 51% (cinquenta e um por cento) das ações ordinárias da CELG D pela Eletrobras, nos termos dos instrumentos jurídicos anteriormente celebrados. Para maiores informações sobre esta operação, vide item 6.5 deste Formulário de Referência. PÁGINA: 8 de 486

15 3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras Plano de Recuperação Rede Energia (CEMAT) Através da Resolução Autorizativa nº 4.510, de 28 de Janeiro de 2014, a ANEEL anuiu à transferência de controle societário do Grupo Rede Energia para a Energisa S.A. A referida resolução ainda aprovou o plano apresentado pelo Grupo Rede Energia para a recuperação e correção das falhas e transgressões que ensejaram a intervenção nas distribuidoras do Grupo Rede. A transferência do controle do Grupo Rede ainda está condicionada ao cumprimento de outras condições precedentes previstas no Compromisso de Investimento, Compra e Venda de Ações e Outras Avenças, celebrado entre a Energisa e o acionista controlador do Grupo Rede. UHE Itaparica - Transferência das infraestruturas de uso comum dos perímetros irrigados de Itaparica da Chesf para a Codevasf De acordo com o aviso Ministerial Nº 35/2014/GM-MME, o Ministério da Integração Nacional está viabilizando a transferência das infraestruturas de uso comum dos perímetros irrigados de Itaparica da Eletrobras Chesf para a Codevasf. Neste sentido, a Codevasf está tomando iniciativas a fim de permitir à companhia a assumir a operação e manutenção da infraestrutura de irrigação de uso comum a partir 01 de junho de 2014 (para maiores informações, vide nota nº 35 às demonstrações financeiras da Eletrobras relativas ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013). Leilão da Usina Hidrelétrica Três Irmãos Em 28 de março de 2014, o Consórcio Novo Oriente, formado pela controlada Furnas Centrais Elétricas (49,9%) e Fundo de Investimento em Participações Constantinopla (50,1%) sagrou-se vencedor do leilão de concessão da UHE Três Irmãos, anteriormente pertencente a Companhia Energética de São Paulo CESP, que optou por não renovar a concessão do referido ativo nos termos da Lei n.º /2013. PÁGINA: 9 de 486

16 3.4 - Política de destinação dos resultados Período (a) Regras sobre retenção de lucros Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, a Assembleia Geral da Eletrobras poderá deliberar, por proposta da Administração, a retenção de parte do lucro líquido para ser utilizado em investimentos da Eletrobras. O Estatuto Social da Eletrobras, por sua vez, prevê que: A Assembleia-Geral da Eletrobras destinará, além da reserva legal, calculados sobre os lucros líquidos do exercício: (i) 1% a título de reserva para estudos e projetos, destinada a atender à execução de estudos e projetos de viabilidade técnico-econômica do setor de energia elétrica, cujo saldo acumulado não poderá exceder a dois por cento do capital social integralizado; e (ii) 50%, a título de reserva para investimentos, destinada à aplicação em investimentos das empresas concessionárias de serviço público de energia elétrica, cujo saldo acumulado não poderá exceder a setenta e cinco por cento do capital social integralizado. A Assembleia-Geral destinará, anualmente, a importância correspondente a até 1% calculados sobre os lucros líquidos do exercício, observado o limite de 1% do capital social integralizado, para atender à prestação de assistência social a seus empregados, de conformidade com planos aprovados pela Diretoria Executiva da Eletrobras. A Eletrobras destinará, anualmente, constando em seu orçamento, recursos de, no mínimo, 0,5% sobre o capital social integralizado à época do encerramento do exercício financeiro imediatamente anterior, para aplicação em programas de desenvolvimento tecnológico. Quando os dividendos atingirem o montante correspondente a 6% do capital social integralizado a Assembleia-Geral poderá fixar porcentagens ou gratificações, por conta dos lucros, para a administração da Eletrobras. Em 30 de abril de 2014, a assembleia geral ordinária da Eletrobras aprovou não haver qualquer retenções com relação ao lucro do exercício. Como não foi verificado lucro no exercício, a Companhia não realizou a constituição de reserva legal no exercício. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, a Assembleia Geral da Eletrobras poderá deliberar, por proposta da Administração, a retenção de parte do lucro líquido para ser utilizado em investimentos da Eletrobras. O Estatuto Social da Eletrobras, por sua vez, prevê que: A Assembleia-Geral da Eletrobras destinará, além da reserva legal, calculados sobre os lucros líquidos do exercício: (i) 1% a título de reserva para estudos e projetos, destinada a atender à execução de estudos e projetos de viabilidade técnico-econômica do setor de energia elétrica, cujo saldo acumulado não poderá exceder a dois por cento do capital social integralizado; e (ii) 50%, a título de reserva para investimentos, destinada à aplicação em investimentos das empresas concessionárias de serviço público de energia elétrica, cujo saldo acumulado não poderá exceder a setenta e cinco por cento do capital social integralizado. A Assembleia-Geral destinará, anualmente, a importância correspondente a até 1% calculados sobre os lucros líquidos do exercício, observado o limite de 1% do capital social integralizado, para atender à prestação de assistência social a seus empregados, de conformidade com planos aprovados pela Diretoria Executiva da Eletrobras. A Eletrobras destinará, anualmente, constando em seu orçamento, recursos de, no mínimo, 0,5% sobre o capital social integralizado à época do encerramento do exercício financeiro imediatamente anterior, para aplicação em programas de desenvolvimento tecnológico. Quando os dividendos atingirem o montante correspondente a 6% do capital social integralizado a Assembleia-Geral poderá fixar porcentagens ou gratificações, por conta dos lucros, para a administração da Eletrobras. Em 30 de abril de 2013, a assembleia geral ordinária da Eletrobras aprovou não haver qualquer retenções com relação ao lucro do exercício. Como não foi verificado lucro no exercício, a Companhia não realizou a constituição de reserva legal no exercício. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, a Assembleia Geral da Eletrobras poderá deliberar, por proposta da Administração, a retenção de parte do lucro líquido para ser utilizado em investimentos da Eletrobras. O Estatuto Social da Eletrobras, por sua vez, prevê que: A Assembleia-Geral da Eletrobras destinará, além da reserva legal, calculados sobre os lucros líquidos do exercício: (i) 1% a título de reserva para estudos e projetos, destinada a atender à execução de estudos e projetos de viabilidade técnico-econômica do setor de energia elétrica, cujo saldo acumulado não poderá exceder a dois por cento do capital social integralizado; e (ii) 50%, a título de reserva para investimentos, destinada à aplicação em investimentos das empresas concessionárias de serviço público de energia elétrica, cujo saldo acumulado não poderá exceder a setenta e cinco por cento do capital social integralizado. A Assembleia-Geral destinará, anualmente, a importância correspondente a até 1% calculados sobre os lucros líquidos do exercício, observado o limite de 1% do capital social integralizado, para atender à prestação de assistência social a seus empregados, de conformidade com planos aprovados pela Diretoria Executiva da Eletrobras. A Eletrobras destinará, anualmente, constando em seu orçamento, recursos de, no mínimo, 0,5% sobre o capital social integralizado à época do encerramento do exercício financeiro imediatamente anterior, para aplicação em programas de desenvolvimento tecnológico. Quando os dividendos atingirem o montante correspondente a 6% do capital social integralizado a Assembleia-Geral poderá fixar porcentagens ou gratificações, por conta dos lucros, para a administração da Eletrobras. Em 18 de maio de 2012, a assembleia geral ordinária da Eletrobras aprovou as seguintes retenções do lucro: (i) R$ mil à reserva legal; (ii) R$ mil à reserva para estudos e projetos; (iii) mil para a reserva de investimentos. PÁGINA: 10 de 486

17 3.4 - Política de destinação dos resultados Período (b) Regras sobre distribuição de dividendos (c) Periodicidade das distribuições de dividendos De acordo com o Estatuto Social da Eletrobras, em cada exercício, será obrigatória a distribuição de dividendo não inferior a 25% do lucro líquido, ajustado nos termos da Lei. O Estatuto Social da Eletrobras prevê que as ações preferenciais da Eletrobras terão prioridade na distribuição de dividendos, nos seguintes termos: (i) As ações preferenciais da classe "A", que são as subscritas até 23 de junho de 1969, e as decorrentes de bonificações a elas atribuídas terão prioridade na distribuição de dividendos, estes incidentes à razão de oito por cento ao ano sobre o capital próprio a essa espécie e classe de ações, a serem entre elas rateados igualmente; e (ii) As ações preferenciais da classe "B", que são as subscritas a partir de 23 de junho de 1969, terão prioridade na distribuição de dividendos, estes incidentes à razão de seis por cento ao ano, sobre o capital próprio a essa espécie e classe de ações, dividendos esses a serem entre elas rateados igualmente. As ações preferenciais da Eletrobras participarão, em igualdade de condições, com as ações ordinárias na distribuição dos dividendos, depois de a estas ser assegurado o menor dos dividendos mínimos descritos nos itens (i) e (ii) acima, sendo assegurado à cada ação preferencial da Eletrobras o direito ao recebimento de dividendo, por cada ação, pelo menos 10% maior do que o atribuído a cada ação ordinária. O dividendo mínimo prioritário das ações preferênciais deverá ser distribuído sempre que apurado lucro líquido ou, mesmo nos exercícios em que haja prejuízo, quando existirem reservas de lucros disponíveis. Em 30 de abril de 2014, a assembleia geral ordinária da Eletrobras aprovou a distribuição de Juros sobre Capital Próprio correspondentes a (i) R$0,40 por ação ordinária; (ii) R$2,18 por ação preferencial da classe A ; e (iii) R$1,63 por ação preferencial da classe B. Anual De acordo com o Estatuto Social da Eletrobras, em cada exercício, será obrigatória a distribuição de dividendo não inferior a 25% do lucro líquido, ajustado nos termos da Lei. O Estatuto Social da Eletrobras prevê que as ações preferenciais da Eletrobras terão prioridade na distribuição de dividendos, nos seguintes termos: (i) As ações preferenciais da classe "A", que são as subscritas até 23 de junho de 1969, e as decorrentes de bonificações a elas atribuídas terão prioridade na distribuição de dividendos, estes incidentes à razão de oito por cento ao ano sobre o capital próprio a essa espécie e classe de ações, a serem entre elas rateados igualmente; e (ii) As ações preferenciais da classe "B", que são as subscritas a partir de 23 de junho de 1969, terão prioridade na distribuição de dividendos, estes incidentes à razão de seis por cento ao ano, sobre o capital próprio a essa espécie e classe de ações, dividendos esses a serem entre elas rateados igualmente. As ações preferenciais da Eletrobras participarão, em igualdade de condições, com as ações ordinárias na distribuição dos dividendos, depois de a estas ser assegurado o menor dos dividendos mínimos descritos nos itens (i) e (ii) acima, sendo assegurado à cada ação preferencial da Eletrobras o direito ao recebimento de dividendo, por cada ação, pelo menos 10% maior do que o atribuído a cada ação ordinária. O dividendo mínimo prioritário das ações preferênciais deverá ser distribuído sempre que apurado lucro líquido ou, mesmo nos exercícios em que haja prejuízo, quando existirem reservas de lucros disponíveis. Em 30 de abril de 2013, a assembleia geral ordinária da Eletrobras aprovou a distribuição de Juros sobre Capital Próprio correspondentes a (i) R$0,41 por ação ordinária; (ii) R$2,23 por ação preferencial da classe A ; e (iii) R$1,67 por ação preferencial da classe B. Anual De acordo com o Estatuto Social da Eletrobras, em cada exercício, será obrigatória a distribuição de dividendo não inferior a 25% do lucro líquido, ajustado nos termos da Lei. O Estatuto Social da Eletrobras prevê que as ações preferenciais da Eletrobras terão prioridade na distribuição de dividendos, nos seguintes termos: (i) As ações preferenciais da classe "A", que são as subscritas até 23 de junho de 1969, e as decorrentes de bonificações a elas atribuídas terão prioridade na distribuição de dividendos, estes incidentes à razão de oito por cento ao ano sobre o capital próprio a essa espécie e classe de ações, a serem entre elas rateados igualmente; e (ii) As ações preferenciais da classe "B", que são as subscritas a partir de 23 de junho de 1969, terão prioridade na distribuição de dividendos, estes incidentes à razão de seis por cento ao ano, sobre o capital próprio a essa espécie e classe de ações, dividendos esses a serem entre elas rateados igualmente. As ações preferenciais da Eletrobras participarão, em igualdade de condições, com as ações ordinárias na distribuição dos dividendos, depois de a estas ser assegurado o menor dos dividendos mínimos descritos nos itens (i) e (ii) acima, sendo assegurado à cada ação preferencial da Eletrobras o direito ao recebimento de dividendo, por cada ação, pelo menos 10% maior do que o atribuído a cada ação ordinária. O dividendo mínimo prioritário das ações preferênciais deverá ser distribuído sempre que apurado lucro líquido ou, mesmo nos exercícios em que haja prejuízo, quando existirem reservas de lucros disponíveis. Em 18 de maio de 2012, a assembleia geral ordinária da Eletrobras aprovou a distribuição de dividendos correspondentes a (i) R$0,58 por ação ordinária; (ii) R$2,18 por ação preferencial da classe A ; e (iii) R$1,63 por ação preferencial da classe B. Anual PÁGINA: 11 de 486

18 3.4 - Política de destinação dos resultados (d) Restrições à distribuição de dividendos (d) Restrições à distribuição de dividendos (cont.) Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, 5% do lucro líquido da Eletrobras serão aplicados, antes de qualquer outra destinação, na constituição da reserva legal, a qual não poderá ultrapassar 20% do capital social. De acordo com seu Estatuto Social, a Eletrobras deve distribuir, em cada exercício social, dividendo não inferior a 25% do lucro líquido ajustado nos termos da Lei das Sociedades por Ações, respeitada a remuneração mínima para as ações preferenciais das classes A e B, de 8% e 6%, respectivamente, do capital social relativo a essas espécies e classes de ações. O lucro líquido pode ser capitalizado, utilizado para compensar prejuízos ou então retido, conforme previsto na Lei das Sociedades por Ações, podendo não ser disponibilizado para pagamento de dividendos. A Eletrobras poderá não pagar dividendos aos seus acionistas em determinado exercício social, se seus administradores manifestarem, e a Assembleia Geral assim aprovar, que tal pagamento é desaconselhável diante de situação financeira da Eletrobras. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, 5% do lucro líquido da Eletrobras serão aplicados, antes de qualquer outra destinação, na constituição da reserva legal, a qual não poderá ultrapassar 20% do capital social. De acordo com seu Estatuto Social, a Eletrobras deve distribuir, em cada exercício social, dividendo não inferior a 25% do lucro líquido ajustado nos termos da Lei das Sociedades por Ações, respeitada a remuneração mínima para as ações preferenciais das classes A e B, de 8% e 6%, respectivamente, do capital social relativo a essas espécies e classes de ações. O lucro líquido pode ser capitalizado, utilizado para compensar prejuízos ou então retido, conforme previsto na Lei das Sociedades por Ações, podendo não ser disponibilizado para pagamento de dividendos. A Eletrobras poderá não pagar dividendos aos seus acionistas em determinado exercício social, se seus administradores manifestarem, e a Assembleia Geral assim aprovar, que tal pagamento é desaconselhável diante de situação financeira da Eletrobras. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, 5% do lucro líquido da Eletrobras serão aplicados, antes de qualquer outra destinação, na constituição da reserva legal, a qual não poderá ultrapassar 20% do capital social. De acordo com seu Estatuto Social, a Eletrobras deve distribuir, em cada exercício social, dividendo não inferior a 25% do lucro líquido ajustado nos termos da Lei das Sociedades por Ações, respeitada a remuneração mínima para as ações preferenciais das classes A e B, de 8% e 6%, respectivamente, do capital social relativo a essas espécies e classes de ações. O lucro líquido pode ser capitalizado, utilizado para compensar prejuízos ou então retido, conforme previsto na Lei das Sociedades por Ações, podendo não ser disponibilizado para pagamento de dividendos. A Eletrobras poderá não pagar dividendos aos seus acionistas em determinado exercício social, se seus administradores manifestarem, e a Assembleia Geral assim aprovar, que tal pagamento é desaconselhável diante de situação financeira da Eletrobras. Outras restrições à distribuição de dividendos, impostas por legislação ou regulamentação especial aplicável ao emissor, assim como contratos, decisões judiciais, administrativas ou arbitrais: Não existem outras restrições relativas à distribuição de dividendos impostas por legislação ou regulamentação especial aplicáveis à Eletrobras, assim como decisões judiciais, administrativas ou arbitrais. PÁGINA: 12 de 486

19 3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido (Reais) Exercício social 31/12/2013 Exercício social 31/12/2012 Exercício social 31/12/2011 Lucro líquido ajustado , , ,30 Dividendo distribuído em relação ao lucro líquido ajustado 0, , , Taxa de retorno em relação ao patrimônio líquido do emissor -10, , , Dividendo distribuído total 0,00 0, ,93 Lucro líquido retido 0,00 0, ,00 Data da aprovação da retenção 18/05/2012 Lucro líquido retido Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Juros Sobre Capital Próprio 0,00 0,00 Ordinária ,39 29/05/2012 Preferencial Preferencial Classe A ,46 29/05/2012 Preferencial Preferencial Classe B ,08 29/05/2012 PÁGINA: 13 de 486

20 3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas Dividendos não distribuídos: O Conselho de Administração da Eletrobras deliberou, em janeiro de 2010, pelo pagamento do saldo da Reserva Especial de Dividendos não Distribuídos, em quatro parcelas anuais, a partir do exercício de 2010, inclusive. Com base nessa decisão e na posição de caixa apresentada em 2009, o montante de aproximadamente R$10,3 bilhões, relativo a dividendos não distribuídos nos exercícios de 1979, 1980, 1981, 1982, 1983, 1984, 1989, 1996 e 1998, até então contabilizados no patrimônio líquido, foi reclassificado da referida reserva para o passivo. Faziam jus ao referido recebimento as pessoas físicas e jurídicas que integravam o quadro de acionistas da Eletrobras no dia 29 de janeiro de 2010, tendo sido liquidada a parcela final em junho de 2013, no total de R$3,5 bilhões. Declaração de Dividendos à conta de lucros retidos ou reservas constituídas em anos anteriores Referente aos exercícios de 1979 a 1984, 1989, 1996 e 1998 oriundos do saldo da Reserva Especial de Dividendos. Dividendos Retidos (1ª parcela, paga em 2010) Montante (R$) Pagamento dividendo (data) Preferencial Preferencial Classe A ,29 29/02/2010 Preferencial Preferencial Classe B ,07 29/02/2010 Ordinária ,39 29/02/2010 Total ,75 Referente aos exercícios de 1979 a 1984, 1989, 1996 e 1998 oriundos do saldo da Reserva Especial de Dividendos. Dividendos Retidos (2ª parcela, paga em 2011) Montante (R$) Pagamento dividendo (data) Preferencial Preferencial Classe A ,06 15/06/2011 Preferencial Preferencial Classe B ,40 15/06/2011 Ordinária ,92 15/06/2011 Total ,38 Referente aos exercícios de 1979 a 1984, 1989, 1996 e 1998 oriundos do saldo da Reserva Especial de Dividendos. Dividendos Retidos (3ª parcela, paga em 2012) Montante (R$) Pagamento dividendo (data) Preferencial Preferencial Classe A ,87 28/06/2012 Preferencial Preferencial Classe B ,47 28/06/2012 Ordinária ,78 28/06/2012 Total ,12 PÁGINA: 14 de 486

21 3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas Referente aos exercícios de 1979 a 1984, 1989, 1996 e 1998 oriundos do saldo da Reserva Especial de Dividendos. Dividendos Retidos (4ª parcela, paga em 2013) Montante (R$) Pagamento dividendo (data) Preferencial Preferencial Classe A ,63 28/06/2013 Preferencial Preferencial Classe B ,40 28/06/2013 Ordinária /06/2013 Total ,63 28/06/2013 Juros sobre o capital próprio distribuídos a partir de reservas de lucros de exercícios anteriores Em assembleia geral ordinária realizada em 30 de abril de 2013, os acionistas aprovaram a distribuição de juros sobre o capital próprio a partir de reserva de lucros que excede à absorção dos prejuízos do exercício: Exercício social encerrado em 31/12/2012 Juros Sobre Capital Próprio Montante (R$)¹ Pagamento dividendo (data) Preferencial Preferencial Classe A ,46 20/09/2013 Preferencial Preferencial Classe B ,07 20/09/2013 Ordinária ,53 20/09/2013 Total ,06 ¹ Atualizado conforme a variação da taxa SELIC até a data de pagamento. Em assembleia geral ordinária realizada em 30 de abril de 2014, os acionistas aprovaram a distribuição de juros sobre o capital próprio a partir de reserva de lucros que excede à absorção dos prejuízos do exercício: Exercício social encerrado em 31/12/2013 Juros Sobre Capital Próprio Montante (R$)¹ Pagamento dividendo (data) Preferencial Preferencial Classe A ,46 Até 31/12/2014 Preferencial Preferencial Classe B ,07 Até 31/12/2014 Ordinária ,53 Até 31/12/2014 Total ,06 ¹ A ser atualizado conforme a variação da taxa SELIC até a data de pagamento. PÁGINA: 15 de 486

22 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 1, Descrição e motivo da utilização de outro índice PÁGINA: 16 de 486

23 3.8 - Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Exercício social (31/12/2013) Tipo de dívida Inferior a um ano Um a três anos Três a cinco anos Superior a cinco anos Total Garantia Real 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Garantia Flutuante 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Quirografárias , , , , ,00 Total , , , , ,00 Observação As informações desta tabela se baseiam nas informações financeiras consolidadas da Eletrobras. O montante total indicado corresponde à soma do total do passivo circulante e não circulante da Eletrobras. PÁGINA: 17 de 486

24 3.9 - Outras informações relevantes Com relação ao item 3.1 deste Formulário de Referência, esclarecemos que, conforme orientações do Ofício-Circular/CVM/SEP/nº/001/2014, os valores divulgados se referem às informações contábeis consolidadas da Eletrobras, com exceção dos campos Valor Patrimonial da Ação e Resultado Líquido por Ação que foram calculados tendo como base o Patrimônio Líquido e o Resultado Líquido atribuíveis aos acionistas da Eletrobras. A Eletrobras reapresentou suas demonstrações financeiras consolidadas para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 em consequência da adoção, em 1º de janeiro de 2013 (com a correspondente reapresentação do balanço de abertura de 1º de janeiro de 2012), do IFRS 11 (Joint Arrangements) ( IFRS 11 ). A Eletrobras aplicou o IFRS 11 retroativamente a 2012 para fins de comparabilidade, nos termos do IAS 8 (Políticas Contábeis, Mudanças nas Estimativas Contábeis e Erros). A adoção desse novo pronunciamento impactou diversas rubricas das demonstrações financeiras da Eletrobras relativas ao método de contabilização dos resultados de empreendimentos em conjunto (joint ventures), que agora são reconhecidas mediante o uso do método de equivalência patrimonial, em substituição ao método de consolidação proporcional utilizado anteriormente à adoção do IFRS 11. Veja a nota 3C.1 às demonstrações financeiras consolidads para uma descrição desse pronunciamento e de seu impacto nas demonstrações financeiras consolidadas da Eletrobras. A Eletrobras aplicou o IFRS a partir de 1º de janeiro de 2012, com base em aditamentos emitidos com relação aos IFRSs 10, 11 e 12 revisando as diretivas de transição de forma a dispensar a aplicação retroativa integral. Em razão desses aditamentos, a Eletrobras ajustou retroativamente suas demonstrações financeiras para o exercício imediatamente anterior à data inicial de aplicação (1º de janeiro de 2013) ( Período Imediatamente Anterior ). Consequentemente, as informações financeiras para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2013 e 2012 refletem os efeitos do IFRS 11 e essas demonstrações são plenamente comparáveis. Como a Companhia não foi obrigada e não reapresentou suas demonstrações financeiras para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011 (exceto pelos ativos e passivos, que foram reparesentados), essas demonstrações financeiras consolidadas não são diretamente comparáveis às demonstrações financeiras consolidadas para os exercícios de 2012 e Adicionalmente, com relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, a Eletrobras alterou a forma de apresentação de seus segmentos, de forma a melhor ilustrar as operações de cada segmento e melhor refletir a forma como administra seus negócios. Nos termos da nova estrutura de segmentos reportada, a Eletrobras continua segmentando suas operações principais nos mercados brasileiros de geração, transmissão e distribuição de energia. Entretanto, a Companhia não mais eliminará os saldos de operações entre os segmentos. Esta é uma alteração em relação aos exercícios anteriores, em que os saldos dos segmentos foram apresentados líquidos das eliminações entre eles. As informações financeiras da Eletrobras de 31 de dezembro de 2011 são derivadas das demonstrações financeiras consolidadas auditadas da Eletrobras. Tendo em vista que essas demonstrações financeiras e as correspondentes informações financeiras não foram reapresentadas para refletir a alteração na forma de apresentação dos segmentos descrita acima, as mesmas não são comparáveis às demonstrações financeiras consolidadas e às correspondentes informações financeiras para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2012 e Dessa forma, para fins de asseguração da comparabilidade, os números relativos ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 constantes do item 3.1 acima foram ajustados conforme os efeitos acima indicados. Para maiores informações sobre os efeitos da adoção das novas normas nas demonstrações financeiras da Eletrobras, vide item 10.4 deste Formulário de Referência. PÁGINA: 18 de 486

25 3.9 - Outras informações relevantes Em complementação às informações indicadas no item 3.8 acima, a tabela abaixo contém a abertura, por prazo de vencimento, da parcela de longo prazo dos empréstimos e financiamentos da Eletrobras em dólares norte-americanos em 31 de dezembro de 2013: Valores em US$ mil Após 2019 Total Consolidado Adicionalmente, os principais contratos de financiamento dos quais a Eletrobras é parte, bem como os valores mobiliários representativos de dívida em circulação por ela emitidos (para mais informações sobre tais valores mobiliários, vide item 18.5 deste Formulário de Referência) possuem cláusulas que determinam o vencimento antecipado das parcelas em aberto em caso de inadimplemento (cross-default) e/ou vencimento antecipado (cross acceleration) de outro contrato financeiro firmado com a mesma contraparte e/ou de qualquer outro contrato financeiro. Ainda, conforme descrito no item 16.1 deste Formulário de Referência, a Eletrobras assume a posição de credora em vários contratos financeiros celebrados com empresas controladas ou coligadas. Tais contratos possuem cláusulas de cross acceleration. PÁGINA: 19 de 486

26 4.1 - Descrição dos fatores de risco a) Riscos relacionados à Eletrobras A renovação das concessões da Eletrobras que tinham previsão de expirar entre 2015 e 2017, nos termos da Lei n.º /2013, poderá causar um efeito adverso sobre os resultados operacionais da Eletrobras. Em 11 de setembro de 2012, o Governo Federal promulgou a Medida Provisória n.º 579/2012, a qual foi posteriormente convertida na Lei n.º /2013 ( Lei n.º ), visando regular os termos e condições para a renovação das concessões de geração, distribuição e transmissão de energia elétrica que tinham previsão de expirar entre 2015 e A lei estabelece que as concessionárias poderiam renovar, uma única vez, suas concessões de geração e transmissão por um período adicional de 30 anos, desde que aceitem certas condições postas pela ANEEL, tais como a aceitação de tarifas revisadas, conforme calculadas pela ANEEL, e a submissão ao padrões de qualidade determinados pela agência. Em 04 de dezembro de 2012, a Eletrobras renovou as concessões de geração e transmissão da Eletrobras Chesf, Eletrobras Eletronorte, Eletrobras Eletrosul e Eletrobras Furnas que tinham previsão de expirar entre 2015 e 2017 por um período adicional de 30 anos, nos termos da Lei n.º /2013. Ao renovar tais concessões, a Eletrobras aceitou a aplicação das tarifas revisadas significativamente reduzidas, bem como da Receita Anual Permitida em remuneração para suas atividades de geração e transmissão, nos termos das Portarias n.º 579 e n.º 580 do Ministério de Minas e Energia. A renovação, por 30 anos, das concessões de geração e transmissão assegura à Eletrobras geração de receitas desses ativos no longo prazo, entretanto, no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, os efeitos da Lei n.º /2013 e, especialmente, a redução significativa das tarifas relacionadas às concessões que tinham previsão de expirar em entre 2015 e 2017, a partir de 01 de janeiro de 2013, resultaram ao registro de uma perda não recorrente de R$10,1 bilhões. Adicionalmente, a Eletrobras espera que, no futuro, suas receitas advindas das concessões renovadas nos termos da Lei n.º /2013 serão significativamente menores, e poderão resultar em prejuízos para a Eletrobras nos próximos anos. Para maiores informações sobre os efeitos da Lei n.º /2013, vide nota explicativa n.º 2 às demonstrações financeiras da Eletrobras relativas ao exercício encerrado em 31 de dezembro de O valor das indenizações que serão pagas após a renovação das concessões vincendas entre 2015 e 2017 poderá ser insuficiente para cobrir os custos dos investimentos realizados pela Eletrobras em tais concessões. Ao concordar e prosseguir com a renovação das concessões vincendas entre 2015 e 2017, a Eletrobras aceitou receber indenização referente à parte dos bens reversíveis não amortizados de tais concessões. A Eletrobras pleiteou valor indenizatório perante a ANEEL (i) com relação aos ativos de transmissão que entraram em operação comercial até 2000 (nos termos da Medida Provisória n.º 591/2012), e (ii) de valores referentes à modernização de ativos de geração perante a ANEEL, nos termos da Lei n A ANEEL ainda não emitiu uma decisão sobre tais pleitos. Não há regras claras para a quantificação para os pedidos de indenização feitos com relação a concessões renovadas nos termos da Lei nº , ou quanto às datas de pagamento de tais indenizações. Adicionalmente, a Eletrobras pode ter que fazer novos investimentos nas concessões renovadas e, até a data deste relatório, não há regras claras determinando se esses investimentos serão reembolsados e como. É possível que o valor da indenização seja inferior ao valor que a Eletrobras contabilizou e do investimento efetivamente realizado pela Eletrobras em tais concessões de geração e transmissão, o que poderá afetar adversamente seus negócios, condições financeiras e resultados operacionais de maneira adversa. PÁGINA: 20 de 486

27 4.1 - Descrição dos fatores de risco O valor das tarifas que a Eletrobras calculou com base em seus custos, despesas e receitas estimadas poderá ser superior ao valor das tarifas que serão efetivamente implementadas. A Lei n estabeleceu, dentre outras condições, o valor das tarifas a serem cobradas pelas concessionárias, com base em custos de operação e manutenção, encargos, tributos e pagamento pelo uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Ao concordar com os termos da renovação antecipada de suas concessões vincendas entre 2015 e 2017, a Eletrobras utilizou certas premissas referentes aos ativos da Eletrobras Furnas, da Eletrobras Chesf e da Eletrobras Eletrosul, as quais podem não se materializar ao longo do tempo, principalmente no que se refere à redução de custos estimada. Não há certeza de que os contratos de concessão ainda vigentes da Eletrobras serão renovados e quais serão os termos das renovações caso elas sejam concedidas. A Eletrobras conduz suas atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica de acordo com os contratos de concessão celebrados com o Governo Federal, por meio da ANEEL. O Governo Federal poderá renovar as concessões existentes ainda não renovadas e não submetidas ao regime estabelecido pela Lei n /2013 por um período adicional de 30 (trinta) anos sem a necessidade de realização de um novo procedimento licitatório. Caso tal renovação seja solicitada pela Eletrobras, o Governo Federal poderá aprová-la em termos mais desfavoráveis que os atuais. Aproximadamente 37,5% dos ativos de geração, a totalidade dos ativos de distribuição e 5,8% dos ativos de transmissão da Eletrobras, excluindo-se Itaipu e as usinas nucleares de Angra 1 e Angra 2, estão sujeitos a esta condição. Considerando a discricionariedade do Governo Federal na renovação de concessões, a Eletrobras poderá enfrentar significativa concorrência de terceiros interessados no processo de renovação das concessões. Consequentemente, a Eletrobras não pode garantir que seus contratos de concessão serão renovados ou renovados nos mesmos termos de sua celebração. Adicionalmente, os acionistas da Eletrobras poderão optar por não renovar as concessões vincendas caso os termos da renovação não sejam favoráveis, o que poderá afetar adversamente os negócios, condições financeiras e resultados operacionais da Eletrobras. O valor dos títulos da dívida pública emitidos pela União Federal em pagamento por créditos da Eletrobras contra Itaipu poderá ser inferior ao valor dos créditos. A Lei n autorizou a União Federal a adquirir, respeitada a equivalência econômica, créditos que a Eletrobras detém contra Itaipu Binacional referentes ao financiamento da construção da usina hidrelétrica de Itaipu, mediante pagamento na forma de títulos da Dívida Pública Mobiliária Federal. Caso esta cessão ocorra, e o valor dos títulos da dívida pública emitidos pela União não correspondam ao valor econômico dos créditos da Eletrobras contra Itaipu, os negócios, condições financeiras e resultados operacionais da Eletrobras podem ser afetado de maneira adversa. As concessões de geração hidrelétrica renovadas nos termos da Lei n estão sujeitas ao regime de alocação de quotas de garantia física de energia. Ao aprovar a renovação das concessões de geração hidrelétrica, as empresas de geração da Eletrobras devem cumprir o regime de alocação de cotas de garantia física e de potência às empresas de distribuição que também tiveram suas concessões renovadas nos termos da referida lei. Assim, a Eletrobras não poderá acessar o ambiente de contratação livre de energia para vender tal energia, que geralmente apresenta valores mais altos, o que poderá afetar os negócios, condições financeiras e resultados operacionais da Eletrobras de forma adversa. PÁGINA: 21 de 486

28 4.1 - Descrição dos fatores de risco A Eletrobras está sujeita a regras que limitam o endividamento das empresas do setor público e pode não ser capaz de obter recursos suficientes para implementar seu programa de investimento proposto. O orçamento atual da Eletrobras indica investimentos na expansão, modernização, pesquisa, infraestrutura e projetos ambientais de, aproximadamente, R$14,1 bilhões em A Eletrobras não pode garantir que conseguirá financiar seu programa de investimentos com base no fluxo de caixa ou recursos externos. Além disso, como uma empresa controlada pela União, a Eletrobras está sujeita a certas regras que limitam seu endividamento e investimentos e deve submeter sua proposta de orçamento anual, incluindo estimativas de montante e fontes de financiamento, para o Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão e para o Congresso Nacional, para aprovação. Dessa forma, caso as operações da Eletrobras não se enquadrem nos parâmetros e condições estabelecidos por essas regras e pelo Governo Brasileiro, a Eletrobras poderá ter dificuldade na obtenção de financiamentos. Se a Eletrobras não for capaz de obter tais financiamentos, sua capacidade de investimento em expansão e manutenção de suas atividades poderá ser adversamente impactada, o que poderá afetar a execução da sua estratégia de crescimento, e, particularmente, o investimento em projetos de grande escala, o que poderá impactar adversamente os resultados operacionais e financeiros da Eletrobras. PÁGINA: 22 de 486

29 4.1 - Descrição dos fatores de risco A Companhia possui uma série de subsidiárias cujo desempenho influencia significativamente seus resultados. A Eletrobras conduz seus negócios principalmente por meio de suas subsidiárias operacionais, incluindo a Eletrobras Eletronorte, Eletrobras CGTEE, Eletrobras Eletronuclear, Eletrobras Chesf, Eletrobras Furnas, Eletrobras Eletrosul, Eletrobras Distribuição Alagoas, Eletrobras Distribuição Acre, Amazonas Energia, Eletrobras Distribuição Piauí, Eletrobras Distribuição Rondônia e Eletrobras Distribuição Roraima. Adicionalmente, a Eletrobras e suas subsidiárias investem em sociedades de propósito específico para o desenvolvimento de certos projetos, tais como a construção das usinas hidrelétricas de Belo Monte, Santo Antônio, Interligação Elétrica do Madeira, Manaus Transmissora de Energia e Norte Brasil. A capacidade da Eletrobras de cumprir suas obrigações financeiras é, portanto, relacionada em parte ao fluxo de caixa e do lucro dessas subsidiárias e sociedades de propósito específico e à distribuição ou transferência desses ganhos para a Eletrobras na forma de dividendos, empréstimos ou outros adiantamentos e pagamentos. Algumas dessas subsidiárias ou sociedades de propósito específico estão, ou poderão no futuro vir a estar, sujeitas a contratos de empréstimos que exigem que qualquer endividamento destas subsidiárias ou destas sociedades de propósito específico com a Companhia esteja subordinado a estes contratos de empréstimo. As subsidiárias e sociedades de propósito específico da Eletrobras são entidades jurídicas distintas da Companhia. Qualquer direito que a Eletrobras possa ter de receber bens de qualquer subsidiária ou sociedade de propósito específico ou outros pagamentos após sua liquidação ou reorganização será efetivamente subordinado aos créditos dos credores das subsidiárias ou das sociedades de propósito específico (incluindo as autoridades fiscais, os credores comerciais e os financiadores da subsidiária), salvo na medida em que a Eletrobras seja credora dessa subsidiária, caso em que os créditos da Eletrobras ainda permaneceriam subordinados a qualquer prioridade nos ativos desta subsidiária ou sociedade de propósito específico e a parcela de endividamento desta subsidiária ou sociedade de propósito específico que seja prioritária em relação à dívida com a Eletrobras. Os montantes que a Eletrobras recebe da Conta de Consumo de Combustível podem diminuir. O Governo Brasileiro introduziu a Conta de Consumo de Combustível ( Conta CCC ), em A atual finalidade da Conta CCC é equalizar os custos de energia para empresas de energia localizadas em áreas nas quais a matriz de geração é, essencialmente, termelétrica e, consequentemente, mais cara em comparação à energia hidrelétrica, de modo a evitar picos nas tarifas pagas pelos consumidores finais dessas regiões.no período recente, os montantes reembolsados pela Conta CCC à Eletrobras (e a outras empresas do setor elétrico) foram superiores às contribuições feitas por estas à Conta CCC. Após a promulgação da Lei n.º , a Eletrobras não tem mais a obrigação de fazer contribuições à Conta CCC. Apesar disso, a Conta CCC não foi extinta. Os saldos disponíveis continuarão sendo distribuídos às empresas de geração e distribuição que incorram em despesas adicionais em razão do uso de usinas termelétricas em caso de condições hidrológicas desfavoráveis. De modo a assegurar a continuação da viabilidade da Conta CCC, a Lei n.º permite que sejam feitas transferências entre a Conta de Desenvolvimento Energético ( CDE ) e a Conta CCC. Os reembolsos recebidos da Conta CCC podem ser insuficientes para cobrir os custos incorridos pela Eletrobras com a geração termelétrica, o que, consequentemente, pode afetar adversamente sua condição financeira e resultados operacionais. A Eletrobras pode não conseguir implementar sua estratégia. A capacidade da Eletrobras de implementar os principais tópicos de sua estratégia depende de uma série de fatores, dentre os quais, sua capacidade de: PÁGINA: 23 de 486

30 4.1 - Descrição dos fatores de risco Implementar um plano de eficiência operacional visando redução de custos, aumento de receitas e melhoria da qualidade e confiabilidade de seus serviços; Expandir seus negócios de forma sustentável e lucrativa; e Implementar melhorias ao seu plano de negócios, governança corporativa e gestão. A Eletrobras não pode assegurar que tais objetivos serão atingidos integralmente ou com sucesso. Qualquer impacto nos elementos principais da estratégia da Eletrobras poderão afetar adversamente sua condição financeira e resultados operacionais. Caso quaisquer dos ativos da Eletrobras sejam considerados ativos dedicados à prestação de um serviço público essencial, eles não estariam disponíveis para liquidação na hipótese de falência e poderiam não estar sujeitos a penhora. Em 09 de fevereiro de 2005, o Governo Brasileiro promulgou a Lei n.º ( Nova Lei de Falências ), que entrou em vigor em 9 de junho de 2005 e rege a recuperação judicial, a recuperação extrajudicial e a falência, além de substituir o processo judicial de reorganização de dívidas conhecido como concordata pelos processos de recuperação judicial e recuperação extrajudicial. A Nova Lei de Falências estipula que suas disposições não se aplicam às empresas públicas e sociedades de economia mista, como a Eletrobras, enquanto a Constituição Federal Brasileira estabelece que as sociedades de economia mista que realizarem atividades econômicas estarão sujeitas ao regime jurídico aplicável a empresas privadas com relação a questões civis, comerciais, trabalhistas e tributárias. Adicionalmente, a Lei n.º /2012 estabelece que os regimes de recuperação judicial ou extrajudicial não serão aplicados a concessionárias de serviço público de energia elétrica, salvo posteriormente à extinção da concessão. Dessa forma, não está claro se as disposições da Nova Lei de Falências referentes à recuperação judicial e extrajudicial e à falência se aplicarão ou não à Eletrobras. A Eletrobras acredita que uma parte substancial de seus ativos, inclusive os ativos de geração, a rede de transmissão e a limitada rede de distribuição, poderia ser considerada pelos tribunais brasileiros como sendo dedicada à prestação de um serviço público essencial. Nesse caso, estes ativos não estarão disponíveis para liquidação na hipótese de falência da Eletrobras ou disponíveis para penhora judicial. Ainda, em conformidade com a lei brasileira e com os termos dos contratos de concessão assinados pela Eletrobras, os ativos da Eletrobras poderão ser revertidos para o Governo Brasileiro no caso de falência e/ou de recuperação judicial ou extrajudicial, sendo que a Eletrobras não pode assegurar que a compensação recebida será igual ao valor de mercado dos ativos e, dessa forma, a condição financeira e os resultados das operações da Eletrobras poderiam ser adversa e significativamente afetados. Processos judiciais e procedimentos administrativos envolvendo a Eletrobras e suas subsidiárias poderão afetar negativamente sua situação econômico-financeira. A Eletrobras é parte em diversas ações judiciais e processos administrativos relacionados a matérias cíveis, fiscais, trabalhistas, ambientais e regulatórias. Tais ações envolvem montantes substanciais em dinheiro e outras indenizações, e muitos desses litígios respondem individualmente por parte significativa do montante total das demandas em que a Eletrobras é parte. A Eletrobras constituiu provisões para todos os valores em disputa que representam chance de perda provável, conforme classificado pela Companhia após consulta a seus consultores legais, ou conforme leis, decretos administrativos, ou ainda outros decretos ou decisões que, segundo entendimento da Eletrobras, ocasionem impacto desfavorável nas referidas demandas. Em 31 de dezembro de 2013, a Eletrobras havia provisionado o valor total consolidado de, aproximadamente, R$5.719 milhões relativamente aos processos em que é parte, dos quais R$295 milhões estavam relacionados a processos fiscais, R$4.487 milhões estavam relacionados a processos cíveis e R$931 milhões estavam relacionados a processos trabalhistas. PÁGINA: 24 de 486

31 4.1 - Descrição dos fatores de risco Caso haja decisão desfavorável em processo que envolva quantia relevante e sobre a qual a Eletrobras não tenha constituído provisão, ou no caso de as perdas estimadas resultarem em valores superiores às provisões realizadas, as condições financeiras e o resultado operacional da Eletrobras poderão ser afetados significativamente. Além disso, a defesa desses processos poderá exigir o dispêndio de tempo e atenção por parte da Administração da Companhia, o que poderá desviá-la do foco das atividades principais da Eletrobras. Dependendo do resultado, certos litígios poderão resultar em restrições operacionais e ocasionar um efeito adverso relevante em alguns dos principais negócios da Eletrobras. A cobertura de seguros da Eletrobras pode ser insuficiente para cobrir potenciais perdas. O negócio desenvolvido pela Eletrobras está sujeito, de forma geral, a diversos riscos e perigos, incluindo acidentes industriais, disputas trabalhistas, condições geológicas inesperadas, mudanças no ambiente regulatório, riscos ambientais e meteorológicos, além de outros fenômenos naturais. Além disso, a Eletrobras e/ou suas controladas são responsáveis por perdas e danos causados a terceiros em decorrência de falhas da prestação dos serviços de geração, transmissão e distribuição. Os seguros contratados pela Eletrobras cobrem somente parte das perdas que podem ocorrer. A Eletrobras acredita possuir seguros em valores adequados para cobrir danos de incêndio, responsabilidade por acidentes de terceiros e riscos operacionais em suas usinas. Se a Eletrobras for incapaz de renovar suas apólices de seguro de tempos em tempos ou surgirem perdas ou outros sinistros que não estejam cobertos por seguro ou que excedam o limite segurado, a Eletrobras poderá estar sujeita a perdas inesperadas em valores substanciais. Julgamentos no exterior podem não ser oponíveis aos diretores ou conselheiros da Eletrobras Todos diretores e conselheiros da Eletrobras indicados neste formulário de referência residem no Brasil. A Eletrobras, seus diretores e conselheiros e membros do Conselho Fiscal, possuem procuradores para receber citação processual no exterior, apenas em casos específicos. Substancialmente todos os ativos da Eletrobras, bem como os bens dessas pessoas, estão localizados no Brasil. Dessa forma, pode não ser possível proceder à citação dessas pessoas em processos nos Estados Unidos ou em outras jurisdições fora do Brasil, penhorar seus bens ou executá-las ou executar contra a Eletrobras, nos tribunais dos Estados Unidos ou em outras jurisdições fora do Brasil, sentenças proferidas com base nas disposições sobre responsabilidade civil das leis sobre valores mobiliários dos Estados Unidos ou as leis de outras jurisdições. Se a Eletrobras não for capaz de corrigir as deficiências materiais em seus controles internos, a confiabilidade de seus relatórios financeiros e a elaboração das demonstrações financeiras consolidadas podem ser adversamente afetados. Em conformidade com regulamentos da SEC, a gestão da Eletrobras, incluindo o Diretor Presidente e o Diretor Financeiro, avalia a eficácia de seus controles e procedimentos de divulgação de informações, incluindo a eficácia dos controles internos da Eletrobras sobre relatórios financeiros. Os controles internos da Eletrobras sobre relatórios financeiros são desenvolvidos para fornecer uma garantia razoável quanto à confiabilidade dos relatórios financeiros e a elaboração das demonstrações financeiras consolidadas para fins externos, de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos. Como resultado da avaliação da administração sobre a eficácia da divulgação de informações, controles e procedimentos da Eletrobras em 2013, a administração julgou que esses controles e procedimentos não foram eficazes devido a deficiências materiais nos controles internos dos relatórios financeiros. Estas deficiências incluíram a falta de desenvolvimento e manutenção de controles operacionais eficazes pela Eletrobras sobre: PÁGINA: 25 de 486

32 4.1 - Descrição dos fatores de risco Os critérios estabelecidos pelo COSO (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission) como base para elaboração dos relatórios financeiros, incluindo: deficiências dos controles internos que não foram remediadas no prazo adequado; Os controles de monitoramento e aprovação de ERP (enterprise resource planning) específico, que poderia levar ao registro de lançamentos contábeis manuais não autorizados; A precisão e completude dos depósitos judiciais e processos judiciais, incluindo a realização de revisões e atualizações periódicas de tais informações, assim como a atualização do prognóstico de perda para fins de provisionamento; O cálculo do impairment de ativos; e A revisão e monitoramento adequados com relação à divulgação de informações e à preparação de demonstrações financeiras consolidadas e relatórios correlatos. Adicionalmente, a Eletrobras não apresentava equipe interna suficiente na área de contabilidade. Em resposta às conclusões da Administração, a Eletrobras formou um grupo de trabalho composto por representantes de certas áreas de sua operação. Este grupo de trabalho estabeleceu metas a serem cumpridas pelos diretores e gerentes de cada área. Adicionalmente, a Eletrobras está trabalhando junto a consultores externos que auxiliaram a Companhia na fase de testes e seguem a ajudando na elaboração de ações específicas para remediar as fraquezas materiais existentes.na hipótese de incapacidade da Eletrobras para corrigir estas deficiências materiais, a confiabilidade dos relatórios financeiros e da elaboração de suas demonstrações financeiras consolidadas podem ser adversamente afetados, o que poderá afetar adversamente a Eletrobras e a sua reputação. b) Riscos relacionados ao controlador, direto ou indireto, ou grupo de controle da Eletrobras A Eletrobras é controlada pelo Governo Federal, o qual poderá ter políticas e prioridades que afetem diretamente o resultado da Eletrobras e divirjam dos interesses dos investidores. A União exerce influência substancial sobre a orientação estratégica dos negócios da Eletrobras e, na qualidade de acionista controlador, tem perseguido (e poderá continuar perseguindo) alguns de seus objetivos macroeconômicos e sociais utilizando-se, principalmente, dos fundos governamentais administrados pela Eletrobras, quais sejam, o Fundo de Reserva Global de Reversão, a Conta CCC e a Conta de Desenvolvimento Energético. A União goza da prerrogativa de nomear sete dos dez membros do Conselho de Administração da Eletrobras e, por meio deles, indicar a maioria dos diretores executivos responsáveis pela gestão das operações do dia-a-dia da Eletrobras. Adicionalmente, a União atualmente detém a maioria absoluta das ações votantes da Eletrobras e, consequentemente, tem o direito à maioria dos votos em decisões da Assembleia Geral, podendo deliberar e aprovar, por maioria, grande parte dos assuntos previstos em lei, incluindo as seguintes matérias: (i) alienação, no todo ou em parte, de ações do capital social das controladas da Eletrobras; (ii) aumento do capital social da Eletrobras por subscrição de novas ações; (iii) determinação da política de distribuição de dividendos da Eletrobras, respeitando o dividendo mínimo obrigatório em lei; (iv) emissão de títulos ou valores mobiliários, no país ou no exterior; (v) operação de cisão, fusão ou incorporação societária; (vi) permuta de ações da Eletrobras ou outros valores mobiliários; e (vii) resgate de ações de uma ou mais classes, independente de aprovação em assembleia especial dos acionistas das espécies e classes atingidas. As operações da Eletrobras são impactadas pelas políticas de desenvolvimento comercial, industrial e social promovidas pela União. A União exigiu, e poderá exigir no futuro, que a Eletrobras realize investimentos, incorra em custos ou participe de operações (exigindo, por PÁGINA: 26 de 486

33 4.1 - Descrição dos fatores de risco exemplo, a realização de aquisições) que não estejam em linha com o objetivo da Eletrobras de maximizar seus lucros. c) Riscos relacionados a acionistas/ações da Eletrobras A Eletrobras poderá pagar dividendos reduzidos, caso incorra em prejuízo ou seu lucro líquido não atinja certos níveis. De acordo com a Lei e com o Estatuto Social, a Eletrobras precisa distribuir a seus acionistas o dividendo obrigatório mínimo correspondente a 25% de seu lucro líquido ajustado, referente ao exercício social anterior ao ano presente. Os acionistas titulares de ações preferenciais possuem prioridade no recebimento de dividendos distribuídos pela Eletrobras. O Estatuto Social da Eletrobras prevê que as ações preferenciais de sua emissão terão prioridade sobre as ações ordinárias na distribuição de dividendos fixos, às taxas anuais de 8% para as ações preferenciais de classe "A" (subscritas até 23 de junho de 1969) e 6% para as de classe "B" (subscritas a partir de 24 de junho de 1969), calculadas sobre a parcela do capital social próprio a cada espécie e classe de ações. O dividendo mínimo deve ser pago aos acionistas preferencialistas da Eletrobras sempre que houver lucro líquido. Caso não haja lucro no exercício, a reserva de lucros poderá ser utilizada para o pagamento dos dividendos após absorvido todo o prejuízo do exercício e eventual prejuízo acumulado.. Dessa forma, caso o lucro líquido seja negativo ou a reserva de lucros seja insuficiente em determinado exercício social, o Conselho de Administração da Eletrobras pode sugerir, durante reunião da assembleia geral ordinária, que o dividendo mínimo obrigatório não seja pago. Nessas circunstâncias, não há impedimento para que o acionista controlador capitalize a Eletrobras, o que poderia resultar em diluição das participações dos atuais acionistas da Eletrobras. A Eletrobras possui ações preferenciais com direito a voto extremamente limitado. De acordo com a Lei e com o Estatuto Social, os titulares de ações preferenciais não têm direito a votar nas Assembleias Gerais, exceto em circunstâncias específicas. Isto significa, entre outras coisas, que um acionista preferencialista não tem direito a votar em operações societárias, inclusive em fusões ou incorporações. Dessa forma, o principal acionista, que detém a maioria das ações ordinárias com direito de voto e que exerce controle sobre a Eletrobras, tem condições de aprovar determinadas medidas corporativas sem a aprovação dos acionistas preferencialistas. Portanto, o investimento nas ações preferenciais não é adequado para aqueles que consideram os direitos de voto um fator importante na decisão de investimento. Se a Eletrobras emitir novas ações ou se os acionistas venderem ações futuramente, o preço de mercado das ações pode ser reduzido. A emissão pela Eletrobras ou a venda de uma quantidade substancial de ações, ou a suposição de que isto possa ocorrer, poderá diminuir o preço de mercado das ações ordinárias e preferenciais da Eletrobras, em razão de sua diluição. Caso a Eletrobras emita novas ações ou se os acionistas da Companhia optarem por vender as ações de sua titularidade, o preço das ações ordinárias e preferenciais de emissão da Companhia pode apresentar redução significativa. Essas emissões ou vendas ainda poderão tornar mais difícil a emissão de ações futuramente, em uma data e com um preço considerados apropriados pela Eletrobras, podendo também dificultar a venda dessas ações por seus titulares por qualquer preço ou acima do preço que pagaram por elas. Acontecimentos políticos, econômicos e sociais, bem como a percepção de riscos em outros países, incluindo os Estados Unidos, a União Europeia e países de economia emergente, podem prejudicar o preço de mercado dos valores mobiliários brasileiros, inclusive das ações da Eletrobras. O mercado de capitais brasileiro é influenciado pelas condições econômicas e de mercado de outros países, incluindo Os Estados Unidos, a União Europeia e países de economia emergente. Embora a conjuntura econômica nesses países possa ser significativamente diferente da PÁGINA: 27 de 486

34 4.1 - Descrição dos fatores de risco conjuntura econômica no Brasil, a reação dos investidores aos acontecimentos nesses outros países pode causar um efeito adverso sobre o valor de mercado dos valores mobiliários de emissores brasileiros, especialmente aqueles listados em bolsa de valores. Crises nos Estados Unidos, União Europeia e em outros países de economia emergente podem reduzir o interesse dos investidores nos emissores brasileiros, incluindo a Eletrobras. Por exemplo, os preços das ações listadas na BM&FBOVESPA foram historicamente afetados por flutuações da taxa de juros dos Estados Unidos, bem como por variações dos principais índices de ações norte-americanas. Eventos em outros países e em outros mercados de capitais podem afetar o valor de mercado das ações da Eletrobras, tendo em vista que, no futuro, poderia dificultar ou impedir o acesso ao mercado de capitais ou à obtenção de financiamento para investimentos em termos aceitáveis. A crise financeira internacional que se iniciou no segundo semestre de 2008 apresentou consequências substanciais, incluindo no Brasil, tais como volatilidade dos mercados acionário e de crédito, dificuldade de obtenção de crédito, aumento das taxas de juros, desaceleração econômica, flutuações de câmbio e pressão inflacionária, entre outros, que poderiam afetar adversamente a Eletrobras e o preço de valores mobiliários de emissores brasileiros, incluindo as ações de emissão da Eletrobras. A persistência da incerteza na Europa, especialmente com relação à Grécia, Espanha, Itália e Portugal, intensificou as preocupações sobre a sustentabilidade fiscal e risco de inadimplemento por estes países, implicando, consequentemente, em redução dos níveis de confiança dos investidores e volatilidade nos mercados. Adicionalmente, as estimativas de crescimento nos Estados Unidos continuam baixas, considerando certos critérios de poupança, políticas fiscais mais rígidas e taxas de crescimento global reduzidas. A contínua deterioração financeira de tais países aparentemente afetou adversamente a economia global e, indiretamente, os mercados emergentes, incluindo o Brasil e China, que já começaram a demonstrar sinais de redução de sua taxa de crescimento. d) Riscos relacionados às controladas e coligadas da Eletrobras A Eletrobras poderá ser responsabilizada, caso haja um acidente nuclear envolvendo sua subsidiária Eletrobras Termonuclear S.A. ( Eletrobras Eletronuclear ). A subsidiária Eletrobras Eletronuclear, como operadora de duas usinas de energia nuclear, poderá ser responsabilizada na hipótese de um acidente nuclear. A Convenção de Viena sobre Responsabilidade Civil por Acidentes Nucleares ( Convenção de Viena ) foi internalizada pelo ordenamento jurídico brasileiro em A Convenção de Viena estipula que um operador de uma usina nuclear, como a Eletrobras Eletronuclear, que atue em um país que seja signatário da Convenção de Viena e que tenha adotado legislação própria para a implementação da mesma, estará sujeito a ser responsabilizado por danos em um montante ilimitado no caso de um acidente nuclear (exceto quanto houver cobertura por seguro). A Eletrobras Eletronuclear é regulada por diversas agências federais e estatais. Em 31 de dezembro de 2013, as usinas Angra 1 e Angra 2, da Eletrobras Eletronuclear, possuíam seguro no valor total de US$926 milhões caso ocorresse um acidente nuclear. Em adição à responsabilidade por danos decorrentes de acidente nuclear, a Eletrobras Eletronuclear contratou seguro para cobrir riscos operacionais devido a potencial falha de equipamentos, no montante de US$390,4 milhões por unidade. A Eletrobras não pode assegurar que suas coberturas de seguro serão suficientes na hipótese de um acidente nuclear. Assim, qualquer acidente nuclear poderá ter um efeito adverso relevante na condição financeira e resultado operacional da Eletrobras. A autoridade regulatória nuclear brasileira (CNEN) não determinou nenhuma medida de segurança adicional existente ou planejada para a operação de usinas nucleares em resposta ao acidente em Fukushima, no Japão. A Eletrobras Eletronuclear atendeu a todas as solicitações feitas pelo CNEN relacionadas à avaliação das lições aprendidas em razão do acidente em Fukushima, incluindo a realização de testes de estresse desenvolvidos para as usinas nucleares europeias seguindo as diretrizes estabelecidas pela Comissão Europeia. As condições dos locais em que se localizam as usinas nucleares brasileiras passaram, mesmo antes do PÁGINA: 28 de 486

35 4.1 - Descrição dos fatores de risco acidente de Fukushima, por um extenso processo de reavaliação, relacionado ao processo de licenciamento para a construção da terceira usina (Angra 3) no mesmo local. Os resultados da reavaliação confirmaram a adequação dos critérios de segurança. A tecnologia aplicada às usinas nucleares brasileiras e o projeto, incorporando medidas de segurança adicionais, tais como sistemas de alimentação de emergência duplos e alternativas para o resfriamento passivo dos reatores, devem suportar acidentes em magnitudes superiores aos inicialmente previstos. Apesar disso, a Eletrobras Eletronuclear implementou um programa extenso para avaliar e expandir suas margens de segurança atuais, e destinou investimentos de aproximadamente US$150 milhões em tal programa até Assim, o acidente em Fukushima não afetou a geração de energia nuclear no Brasil. As plantas nucleares da Eletrobras permanecem em operação e seus projetos continuam conforme planejado. As empresas de distribuição da Eletrobras operam sob condições de mercado desafiadoras e historicamente, em termos agregados, têm incorrido em perdas. Os negócios de distribuição da Eletrobras são conduzidos principalmente nas regiões norte e nordeste do Brasil, representando 22,9% da receita operacional líquida da Eletrobras no exercício social encerrado em 31 de dezembro de Essas regiões figuram entre as regiões mais pobres do país e as subsidiárias de distribuição da Eletrobras sofrem com prejuízos comerciais (decorrentes, principalmente, de desvios ilegais de energia elétrica) e níveis relativamente altos de inadimplência por parte dos consumidores dessas regiões. Historicamente, em termos agregados, as subsidiárias de distribuição da Eletrobras têm incorrido em perdas que afetaram adversamente o resultado consolidado da Eletrobras. Em maio de 2008, a Eletrobras adotou uma nova estrutura administrativa para as atividades de distribuição. Consequentemente, a Eletrobras vem implementando diversas medidas com o objetivo de reduzir perdas comerciais e renegociar dívidas de consumidores inadimplentes com suas subsidiárias de distribuição. Contudo, a Eletrobras não pode assegurar que as medidas adotadas para tentar remediar a situação terão sucesso e que os prejuízos sofridos pelas empresas de distribuição serão reduzidos substancialmente, tampouco que as condições nos mercados em que tais subsidiárias atuam não irão se deteriorar. Adicionalmente, as tarifas praticadas pela Eletrobras para a venda de energia elétrica a seus consumidores são estabelecidas pela ANEEL, nos termos dos respectivos contratos de concessão e da regulamentação brasileira aplicável, que estabelece mecanismos que permitem reajustes periódicos. A ANEEL estabelece o montante de qualquer reajuste pela análise dos custos de cada empresa de distribuição e seu custo médio ponderado de capital (WACC). O terceiro ciclo de revisão tarifária resultou em um WACC de 6,6%. e) Riscos relacionados aos fornecedores da Eletrobras A Eletrobras não possui fontes alternativas de suprimento de matéria-prima para serem usadas pelas suas usinas térmicas e nucleares. As usinas térmicas da Eletrobras operam com carvão e/ou óleo combustível e as usinas nucleares operam com urânio processado. Em ambos os casos, a Eletrobras é totalmente dependente de terceiros para o fornecimento dessas matérias-primas. Se por alguma razão essas matérias-primas se tornarem indisponíveis, a Eletrobras não possui fontes alternativas de suprimento e, dessa forma, a geração de energia elétrica por suas usinas térmicas e nucleares seria adversa e significativamente afetada, o que poderia afetar adversamente a condição financeira e os resultados operacionais da Eletrobras. f) Riscos relacionados aos setores de atuação da Eletrobras A Eletrobras é afetada pelas condições hidrológicas e seus resultados operacionais poderão ser afetados. As condições hidrológicas poderão afetar adversamente as operações da Eletrobras. Por exemplo, as condições hidrológicas que resultem em baixa capacidade de geração de PÁGINA: 29 de 486

36 4.1 - Descrição dos fatores de risco eletricidade no Brasil poderão ocasionar a implementação de programas de reduções obrigatórias na geração ou consumo de eletricidade. O período mais recente de baixa precipitação pluviométrica ocorreu nos anos anteriores a 2001 e, consequentemente, o Governo Brasileiro instituiu um programa para reduzir o consumo de eletricidade, de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de Adicionalmente, em 2012 e 2013, os níveis de precipitação foram relativamente baixos, o que reduziu os níveis dos reservatórios das usinas hidrelétricas da Eletrobras. Consequentemente, a Eletrobras teve que se valer de usina termelétricas para gerar a energia esperada de suas usinas hidrelétricas, a custos significativamente maiores. Uma nova ocorrência de condições hidrológicas desfavoráveis que resulte em baixo suprimento de eletricidade no mercado brasileiro poderá causar, entre outras coisas, a implementação de programas amplos de conservação de eletricidade, incluindo reduções compulsórias no consumo de eletricidade ou a imposição de encargos específicos sobre o setor para financiar a utilização de usinas termelétricas, que frequentemente possuem custos mais elevados por MW de energia produzido se comparados a usinas hidrelétricas. Assim, é possível que períodos prolongados com baixo índice de precipitação afetem negativamente os resultados financeiros da Eletrobras no futuro. A capacidade de geração poderá ser afetada, ainda, por eventos naturais, como inundações que venham a danificar as instalações da Eletrobras, o que, por sua vez, poderá afetar adversamente a sua condição financeira e os resultados operacionais da Eletrobras. A construção, expansão e operação das instalações e equipamentos para a geração, transmissão e distribuição de eletricidade envolvem riscos significativos que poderão levar à perda de receitas ou ao aumento de despesas. A construção, expansão e operação de instalações e equipamentos para a geração, transmissão e distribuição de eletricidade envolve muitos riscos, incluindo: a incapacidade de obter permissões e aprovações governamentais necessárias; a indisponibilidade de equipamentos; interrupções no suprimento; paralisações de obras; paralisação da mão de obra; agitação social; interrupções ocasionadas pelas condições do tempo e hidrológicas; problemas de engenharia e ambientais não previstos; aumentos das perdas de eletricidade, incluindo perdas técnicas e comerciais; atrasos na construção e na operação, ou aumentos nos custos previstos; indisponibilidade de financiamento adequado; e gastos relacionados com operação e manutenção podem não ser aprovados integralmente pela ANEEL. Por exemplo, passamos por paralisações de mão de obra durante a construção das usinas hidrelétricas de Jirau e Santo Antônio, bem como na de Belo Monte, detida por meio de uma Sociedade de Propósito Específico. A Eletrobras não possui cobertura de seguros para alguns destes riscos, especialmente aqueles advindos de condições meteorológicas. Adicionalmente, a PÁGINA: 30 de 486

37 4.1 - Descrição dos fatores de risco implementação de investimentos no setor de transmissão sofreu atrasos devido à dificuldade em se obter as autorizações e aprovações governamentais. Por sua vez, tal atraso resultou em atrasos nos investimentos em geração devido à falta de investimento em linhas de transmissão para escoar a produção. Se a Eletrobras enfrentar qualquer dos problemas acima, poderá não conseguir gerar, transmitir e distribuir eletricidade em montantes consistentes com suas projeções, o que poderá ter um efeito adverso sobre a sua condição financeira e resultado operacional. A Eletrobras é objetivamente responsável por quaisquer danos resultantes do fornecimento inadequado de eletricidade para as companhias de distribuição, e as apólices de seguro contratadas poderão não abranger esses danos. De acordo com a lei brasileira, a Eletrobras tem responsabilidade objetiva por perdas e danos resultantes do fornecimento inadequado de eletricidade para as empresas de distribuição, tais como interrupções súbitas ou perturbações decorrentes dos sistemas de geração, transmissão ou distribuição. Consequentemente, a Eletrobras poderá ser responsabilizada por estes danos diretos independentemente de culpa pela sua ocorrência. Em função da incerteza envolvida nestas questões, a Eletrobras não mantém quaisquer provisões com relação a potenciais danos, e as contingências decorrentes destas interrupções ou perturbações podem não estar cobertas pelas apólices de seguro ou podem ultrapassar os limites de cobertura dessas apólices. Dessa forma, caso a Eletrobras seja considerada responsável pelo pagamento de indenizações em montantes substanciais, sua condição financeira e seus resultados operacionais poderão ser adversamente afetados em montantes superiores àqueles provisionados. g) Riscos relacionados à regulação do setor de atuação da Eletrobras Em 2014, o Governo Federal permitiu à CCEE utilizar operações de crédito para auxiliar as companhias distribuidoras a superar dificuldades financeiras relacionadas aos custos de aquisição de energia termelétrica. Não há garantias de que a CCEE será capaz de contratar financiamentos em volume suficiente para cobrir as perdas da Eletrobras, ou que os termos e condições financeiras acordadas pela CCEE serão favoráveis aos negócios e operações da Eletrobras. Em 13 de março de 2014, o Governo Federal anunciou as seguintes medidas como forma de auxiliar as distribuidoras de energia que enfrentam dificuldades financeiras com relação aos custos de aquisição de energia termelétrica para o período entre fevereiro e dezembro de 2014: (i) um leilão de comercialização de energia, ocorrido em 30 de abril de 2014, produzido pela ANEEL, em resposta ao déficit de energia contratada de tais distribuidoras; (ii) uma contribuição, pelo Tesouro Nacional, de até R$4,0 bilhões, por meio da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Adicionalmente, o Governo Federal autorizou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ( CCEE ) a contratar operações financeiras no valor de até R$8,0 bilhões, para financiar os custos elevados incorridos pelas distribuidoras de energia que adquirirem energia junto a usinas termelétricas. O Decreto n.º 8.221, de 01 de abril de 2014, criou a Conta no Ambiente de Contratação Regulada (Conta ACR), que concentrará os recursos para contratar e quitar tais obrigações financeiras. As distribuidoras, após o processo de revisão tarifária de 2015, reterão determinados valores à CDE definidos pela ANEEL para quitar os financiamentos por contratados pela CCEE. Não há garantias de que a CCEE será capaz de contratar financiamentos em volume suficiente para cobrir as perdas da Eletrobras com relação as custos de aquisição de energia incorridos no início de Adicionalmente, a CCEE poderá contratar operações de financiamento em termos e condições que não sejam favoráveis aos negócios e operações da Eletrobras, o que poderá afetar sua condição financeira e resultados operacionais. Possibilidade da Lei nº , de 15 de março de 2004, conforme alterada ( Nova Lei do Setor Elétrico ) ser declarada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal. PÁGINA: 31 de 486

38 4.1 - Descrição dos fatores de risco Em 2004, o Governo Brasileiro promulgou a Nova Lei do Setor Elétrico, que é o novo marco regulatório do setor de energia no Brasil. Dentre outras modificações, essa nova legislação previu (i) a alteração das regras sobre a compra e venda de energia elétrica entre empresas geradoras e empresas de distribuição; (ii) novas regras para licitação de empreendimentos de geração; (iii) a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ( CCEE ) e de novos órgãos setoriais; e (iv) alteração nas competências do Ministério de Minas e Energia ( MME ) e da ANEEL. A Eletrobras está obrigada a estruturar seus negócios adequando-os a essa nova estrutura legislativa. No entanto, a constitucionalidade desta lei está sendo questionada perante o Supremo Tribunal Federal ( STF ), que ainda não pronunciou seu entendimento final sobre a matéria. Apesar de ter decidido recentemente contra um pedido de suspensão da eficácia desta lei, se o STF decidir que a referida lei é inconstitucional, haverá dúvida acerca de qual estrutura legislativa é a apropriada para o setor, o que poderia afetar adversa e substancialmente os negócios da Eletrobras. Além disso, a Eletrobras não tem como prever quais seriam os termos de um possível marco regulatório que substitua a Nova Lei do Setor Elétrico e a Eletrobras provavelmente enfrentaria custos de realinhamento de seus negócios à nova estrutura legislativa, o que afetaria adversamente sua condição financeira e resultados operacionais. A Eletrobras poderá ser penalizada pela ANEEL por deixar de cumprir com os termos de seus contratos de concessão e da legislação aplicável e poderá não recuperar o valor integral de seu investimento na hipótese de qualquer de seus contratos de concessão ser cancelado. A Eletrobras realiza suas atividades de geração, transmissão e distribuição em conformidade com contratos de concessão celebrados com o Governo Brasileiro por meio da ANEEL. A duração dessas concessões varia de 20 a 35 anos. A ANEEL poderá impor penalidades à Eletrobras caso esta deixe de cumprir qualquer obrigação prevista nos contratos de concessão e na legislação e regulamentação aplicável ao setor elétrico. Dependendo da gravidade do descumprimento, essas penalidades poderão incluir advertências, multas substanciais (em alguns casos até 2% das receitas do exercício social imediatamente anterior à avaliação), restrições às operações da Eletrobras (tais como exclusão de leilões a serem conduzidos), intervenção ou término da concessão. A título de exemplo, em 22 de março de 2010, a controlada Eletrobras Furnas foi multada em R$53,7 milhões pela ANEEL, que entendeu ter havido falhas no sistema de proteção das subestações de Itaberá (SP) e Ivaiporã (PR), o que teria motivado a pane elétrica e interrupção no fornecimento de energia elétrica, em 10 de novembro de Adicionalmente, em abril de 2014 a ANEEL excluiu a ELetrobras Chesf, Eletrobras Furnas Eletrobras Eletrosul e a CEEE-GT do próximo leilão de transmissão de energia devido a atrasos na construção de linhas de transmissão previamente concedidas a essas subsidiárias. A ANEEL também poderá cancelar as concessões antes de seu vencimento na hipótese de a Eletrobras não cumprir com suas exigências, ter a falência decretada ou ser dissolvida, ou na hipótese de a ANEEL determinar que esse cancelamento atenda ao interesse público. Em 31 de dezembro de 2013, a Eletrobras acreditava estar em conformidade com todas os termos e condições relevantes de suas concessões. Contudo, a Eletrobras não pode assegurar que não será penalizada pela ANEEL pela violação de seus contratos de concessão ou que suas concessões não serão canceladas futuramente. Na hipótese de a ANEEL cancelar qualquer uma das concessões da Eletrobras antes do respectivo prazo de vencimento, a concessionária não poderá mais operar aquela atividade e receberá uma indenização pelos investimentos não amortizados da concessão. Essa indenização, contudo, poderá não ser suficiente para recuperar integralmente os investimentos feitos pela Eletrobras, o que poderá causar um efeito adverso relevante em sua condição financeira e resultado operacional. A Eletrobras poderá sofrer processo de intervenção administrativa se estiver prestando seus serviços de forma inadequada ou em violação de disposições contratuais, regulamentares e legais pertinentes. Em agosto de 2012, o Governo Federal publicou uma medida provisória, posteriormente PÁGINA: 32 de 486

39 4.1 - Descrição dos fatores de risco convertida na Lei n /2012, permitindo a intervenção administrativa, pela ANEEL, em concessões de serviço público de energia elétrica, com o objetivo de assegurar a prestação adequada e o fiel cumprimento de normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes. Se a ANEEL decretar a intervenção em concessões, por meio de processo administrativo devidamente instaurado, os administradores deverão apresentar plano de recuperação e correção de falhas e transgressões que ensejaram a intervenção. Caso o plano de recuperação seja indeferido ou não apresentado nos prazos previstos pela regulamentação, a ANEEL poderá adotar medidas como declaração de caducidade, operações societárias para alocação de ativos, alteração de controle societário da empresa sob intervenção, dentre outras medidas. Caso as concessionárias da Eletrobras sejam submetidas a processos de intervenção administrativa, a Eletrobras e suas subsidiárias poderão estar sujeitas a processos de reorganização institucional a serem implementados com base no plano de recuperação proposto pelos administradores, o que poderá afetar adversamente os resultados operacionais e condição financeira da Eletrobras. Adicionalmente, caso o plano de recuperação não seja aceito, a Eletrobras e suas controladas poderão estar sujeitas às determinações da ANEEL descritas acima, o que poderá afetar adversamente os resultados operacionais e condição financeira da Eletrobras. As atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica são reguladas e supervisionadas pelo Governo Federal. Alterações regulatórias que venham a ser implementadas ou o cancelamento das concessões antes dos prazos de vencimento poderão impactar adversamente os negócios da Eletrobras, e quaisquer quantias pagas a título de indenização pelo cancelamento de concessões podem ser inferiores ao valor real dos investimentos feitos. De acordo com a legislação brasileira, a ANEEL tem competência para regular e fiscalizar as atividades das concessionárias de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, como a Eletrobras e suas controladas, inclusive em relação a investimentos, despesas adicionais, tarifas cobradas, repasse do preço da energia comprada às tarifas cobradas por essas concessionárias, entre outras matérias. As alterações regulatórias no setor elétrico são de difícil previsão e poderão ter impacto adverso sobre as atividades, negócios e resultados da Eletrobras e de suas controladas. As concessões podem ser terminadas antes do prazo de concessão por encampação ou caducidade. O poder concedente pode promover a encampação em caso de razão de interesse público, nos termos da lei, quando retoma a prestação do serviço público pelo período remanescente da concessão. O poder concedente pode também promover a caducidade da concessão após a condução de processo administrativo conduzido pela ANEEL ou pelo Ministério de Minas e Energia que resulte na constatação de que a concessionária (a) não prestou serviços adequados por um período superior a 30 dias consecutivos e não apresentou nenhuma alternativa aceitável à ANEEL ou ao ONS, ou violou as normas e leis aplicáveis; (b) não mais apresenta as condições técnicas, financeiras ou econômicas exigidas para prestar os serviços de forma adequada; e/ou (iii) não quitou as multas aplicadas pelo poder concedente. As penalidades aplicáveis estão previstas na Resolução n.º 63 da ANEEL, de 12 de maio de 2004, e incluem advertências, multas substanciais (em certos casos de até 2,0% da receita auferida no exercício social anterior à avaliação), restrições às operações da concessionária, intervenção e até a extinção da concessão. Nas hipóteses de encampação ou caducidade da concessão, a Eletrobras pode contestar tais medidas e poderá ter o direito de receber uma indenização pelos investimentos feitos nos ativos expropriados que não foram completamente amortizados ou depreciados. Contudo, o montante de indenização que a Eletrobras receber pode não ser suficiente para recuperar integralmente seus investimentos, o que poderia afetar adversamente sua situação financeira e resultados operacionais. PÁGINA: 33 de 486

40 4.1 - Descrição dos fatores de risco A ANEEL determina as tarifas de geração, transmissão e distribuição com base em critérios determinados em lei. A Eletrobras realiza suas atividades de geração, transmissão e distribuição em conformidade com contratos de concessão celebrados com o Governo Federal por meio da ANEEL e, em alguns casos, com tarifas determinadas pela ANEEL. As concessões renovadas em 2012, nos termos da Lei n /2013 foram vinculadas à determinação de novas tarifas e Receita Anual Permitida RAP pela agência reguladora. Caso a ANEEL questione ou indefira os pedidos de ajuste de tarifas com base nos investimentos incorridos pela Eletrobras, sua condição financeira e seus resultados operacionais poderão ser adversamente afetados. A Eletrobras está sujeita a leis e regulamentos ambientais e relativos à saúde e segurança do trabalho, os quais poderão se tornar mais rigorosos no futuro e resultar em maiores responsabilidades e dispêndios de capital. As operações da Eletrobras estão sujeitas à legislação federal, estadual e municipal sobre saúde, segurança do trabalho e meio ambiente, bem como à supervisão por parte de agências do Governo Brasileiro responsáveis pela implementação dessas leis. Entre outras medidas, estas leis exigem que a Eletrobras obtenha licenças ambientais para a construção de suas instalações ou para a instalação e operação de novos equipamentos necessários às suas atividades. As regras sobre essas matérias são complexas e podem ser alteradas ao longo do tempo, tornando a capacidade de cumprimento das exigências mais difícil ou até mesmo impossível, prejudicando, assim, as operações atuais ou futuras de geração, transmissão e distribuição de energia. O Ministério do Meio Ambiente, por exemplo, exigiu que a Eletrobras cumprisse um programa de 33 etapas, referente à saúde, segurança e meio ambiente como requisito para conceder à Eletrobras permissão para operar o projeto do rio Madeira. Além disso, indivíduos, organizações não governamentais e o público têm certos direitos de iniciar processos judiciais buscando a obtenção de liminares para suspender ou cancelar os processos de licenciamento. Da mesma forma, autoridades governamentais brasileiras podem tomar medidas para obrigar a Eletrobras a remediar qualquer falha no cumprimento das leis aplicáveis. Essas medidas poderão incluir, dentre outras, a imposição de multas, a revogação de licenças e a suspensão das operações. Essas falhas poderão ainda resultar em responsabilidade criminal, independentemente da responsabilidade de realizar reparação ambiental e indenizar terceiros pelo dano ambiental. A Eletrobras não pode prever com precisão o efeito que o cumprimento de novos normativos ambientais, de saúde ou segurança do trabalho, poderá ter sobre suas atividades. Se não garantir as licenças apropriadas, a estratégia de crescimento da Eletrobras poderá ser significativamente afetada, o que poderá afetar adversamente os resultados operacionais e condição financeira da Eletrobras. A regulamentação ambiental requer que a Eletrobras realize estudos de impacto ambiental sobre os projetos futuros e obtenha as permissões regulatórias necessárias. A Eletrobras precisa realizar estudos de impactos ambientais e obter licenças para seus projetos atuais e futuros. A Eletrobras não pode assegurar que tais estudos sobre impacto ambiental serão aprovados pelo Governo Brasileiro, que a oposição pública não resultará em atrasos e/ou modificações de qualquer projeto proposto ou que as leis e a regulamentação não mudarão ou serão interpretados de uma forma que possa afetar adversamente suas operações ou planos para os projetos nos quais tenha investimentos. A Eletrobras vê a preocupação pela proteção ambiental como uma tendência crescente no setor elétrico. As mudanças nas normas ambientais, bem como as mudanças na política de cumprimento de normas ambientais existentes, poderão afetar adversamente a condição financeira da Eletrobras e o resultado das suas operações ao atrasarem a implementação dos projetos de energia elétrica, aumentando os custos de expansão, ou sujeitando a Eletrobras a multas administrativas pelo não cumprimento das normas ambientais. PÁGINA: 34 de 486

41 4.2 - Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco A Eletrobras acompanha constantemente os riscos inerentes ao seu negócio, inclusive mudanças no cenário macroeconômico e setorial que possam influenciar negativamente suas atividades. Por meio de um enfoque estruturado e da melhor compreensão das interrelações entre os diversos riscos, a gestão integrada de riscos praticada pela empresa tem o objetivo de alinhar estratégia, processos, pessoas e tecnologia, objetivando a preservação e a criação de valor para a Eletrobras e seus acionistas. A seguir a Eletrobras evidencia seus comentários sobre expectativas de redução ou aumento de determinados fatores de risco listados no item 4.1 deste Formulário de Referência: O valor da indenização estabelecido após a renovação das concessões vincendas entre 2015 e 2017 poderá ser insuficiente para cobrir investimentos realizados pela Eletrobras em tais concessões. Apesar de a Eletrobras ter aceitado receber indenização referente aos investimentos realizados nas concessões vincendas entre 2015 e 2017, e da possibilidade do valor efetivamente indenizado ser inferior ao valor dos investimentos feitos, a Eletrobras também pleiteou os valores referentes aos ativos de transmissão que entraram em operação até Caso este pleito seja aceito, é possível que a Eletrobras venha a ter futuramente um aumento de suas receitas. A cobertura de seguros da Eletrobras pode ser insuficiente para cobrir potenciais perdas. O Conselho de Administração da Companhia aprovou a Política Corporativa de Seguros das empresas Eletrobras em janeiro de Esta política será implantada ao longo desse ano. Desta forma, haverá uma maior eficiência e padronização na contratação das apólices pelas empresas, bem como uma cobertura mais adequada dos seguros, por conta da revisão e atualização das bases de ativos das empresas. As empresas de distribuição da Eletrobras operam sob condições de mercado desafiadoras e historicamente, em termos agregados, têm incorrido em perdas. A Administração vem procurando desde 2011, através do Projeto Energia +, em parceria com o Banco Mundial, melhorar a qualidade dos serviços prestados pelas empresas de distribuição, além de buscar em paralelo o equilíbrio econômico-financeiros daquelas empresas. Os planos de ação estão em curso e a expectativa é de reversão dos principais indicadores a partir deste ano. Entretanto, apesar dos esforços conduzidos no âmbito daquele programa, fatores conjunturais vêm trazendo novos desafios ao setor elétrico brasileiro. No momento atual, as condições hidrológicas continuam a se constituir em grave problema para a situação de caixa das distribuidoras. Apesar de ser um problema sistêmico, ao qual todas as empresas de distribuição estão expostas, a pressão sobre o fluxo de caixa de nossas distribuidoras, pela necessidade de adquirir energia mais cara para honrar seus compromissos, torna ainda mais difícil sua gestão operacional e financeira. A situação será sensivelmente pior se não houver programação de novos aportes de recursos públicos via conta CDE ou empréstimos de curto prazo. PÁGINA: 35 de 486

42 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes A Eletrobras e suas controladas são partes em processos judiciais e procedimentos administrativos tributários, trabalhistas e cíveis, conforme descrito a seguir. Os processos descritos neste item foram selecionados considerando, principalmente, sua capacidade de representar impacto significativo ao patrimônio, à capacidade financeira ou aos negócios da Eletrobras de modo a influenciar a decisão de investimento. Foram considerados, ainda, na seleção dos processos relevantes, os riscos de imagem inerentes à atribuição, de determinada conduta à Companhia, ou os riscos jurídicos relacionados à discussão judicial de encargos tributários. A Companhia apresentava as seguintes provisões para obrigações legais vinculadas a processos judiciais, por natureza, nas datas indicadas: (em R$ mil) Controladora Consolidado 31/12/ /12/ /12/ /12/2012 CIRCULANTE Trabalhistas Cíveis SUBTOTAL NÃO CIRCULANTE Trabalhistas Tributárias Cíveis SUBTOTAL TOTAL A administração da Eletrobras adota o procedimento de classificar as causas impetradas contra a esta em função do risco de perda, baseada na opinião de seus consultores jurídicos, da seguinte forma: para as causas cujo desfecho negativo para a Eletrobras seja considerado como provável, são constituídas provisões; para as causas cujo desfecho negativo para a Eletrobras seja considerado como possível, as informações correspondentes são divulgadas em notas explicativas às demonstrações financeiras, quando relevantes, e para as causas cujo desfecho negativo para a Eletrobras seja considerado como remoto, somente são divulgadas em notas explicativas às demonstrações financeiras as informações que, a critério da administração, sejam julgadas como relevantes para o pleno entendimento de tais demonstrações financeiras. PÁGINA: 36 de 486

43 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Portanto, para fazer face a eventuais perdas, são constituídas as provisões para contingências, julgadas pela administração da Eletrobras e de suas controladas, amparadas em seus consultores jurídicos, como suficientes para cobrir eventuais perdas em processos judiciais e tiveram, nas datas indicadas, a seguinte evolução: (em R$ mil) Controladora Consolidado Saldo em 31/12/ Constituição de provisões Reversão de provisões ( ) ( ) Baixas - ( ) Pagamentos ( ) ( ) Saldo em 31/12/ Ações Cíveis Dentre as ações cíveis em que a Eletrobras e suas controladas são partes, aquelas que são relevantes para os negócios da Companhia, que não estão sob sigilo, encontram-se abaixo descritas: Empresas controladas Controlada Eletrobras Chesf (i) Ação Judicial Cível Processo n a) juízo 12ª Vara Federal de Pernambuco b) instância 3ª Instância c) data de instauração 15/09/2000 d) partes no processo Ré: Eletrobras Chesf Vs. Autor(es): Construtora Mendes Júnior S.A. e) valores, bens ou direitos R$ 7 bilhões em 31 de dezembro 2013, valor não atualizado desde envolvidos agosto de f) principais fatos Ação de cobrança em andamento movida pela Construtora Mendes Júnior S.A., contratada para a construção da Usina Hidrelétrica Itaparica, por alegados prejuízos financeiros resultantes de atraso no pagamento de faturas por parte da Eletrobras Chesf. A referida Ação de Cobrança está baseada na Ação Declaratória julgada procedente para o fim de declarar a existência de uma relação de crédito da Mendes Júnior junto à Eletrobras Chesf, assegurando ressarcimento financeiro. Nesta ação de cobrança, a Construtora Mendes Júnior S.A. obteve sentença do Juízo da 4ª Vara Cível, posteriormente anulada, que condenava a Eletrobras Chesf ao pagamento da quantia que, incluindo honorários advocatícios e correção monetária até o mês de agosto de 1996, calculado segundo critério determinado pelo juízo, seria de aproximadamente R$ 7 bilhões, valor não atualizado desde então. Após decisão do Superior Tribunal de Justiça de não conhecer recurso especial interposto pela Construtora Mendes Júnior e confirmar decisão da 2ª Câmara Cível do Tribunal de Justiça de Pernambuco, que anulou a sentença, determinando ainda a redistribuição do processo a uma das Varas Federais de Pernambuco, o processo foi encaminhado à 12ª Vara Federal, para ser feita nova perícia e ser proferida nova sentença. A perícia foi apresentada. Devendo ser destacado que o Perito, respondendo a quesito da Eletrobras Chesf, declarou não ser possível, a partir da análise dos registros contábeis da Mendes Júnior, afirmar ter ela captado, nos períodos em que ocorreram atrasos no pagamento das faturas, recursos no mercado financeiro, PÁGINA: 37 de 486

44 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes especificamente para o financiamento da obra de Itaparica. Essa resposta foi confirmada pela análise feita pelo Assistente Técnico da Eletrobras Chesf, que incluiu criterioso exame das demonstrações financeiras da Mendes Júnior. Com base nesses resultados, a Eletrobras Chesf pediu a improcedência total da ação. O Ministério Público Federal apresentou manifestação com pedido de declaração de nulidade de todo o processo e, no mérito, pediu a improcedência da ação. A ação foi julgada procedente em parte, conforme sentença publicada em 08 de março de Contra a sentença, a Eletrobras Chesf apresentou embargos de declaração, acatados pela MM. Juíza por meio de decisão que esclareceu alguns pontos da sentença relativos à apuração de eventual dívida da Eletrobras Chesf com a Mendes Júnior. A Eletrobras Chesf apresentou recurso de apelação, em que pediu a improcedência total da ação; considerando que, nesta ação de cobrança, cabia à Mendes Júnior, para fazer jus a alguma espécie de ressarcimento financeiro, em cumprimento à decisão proferida na Ação Declaratória anteriormente ajuizada, comprovar que captou recursos especificamente para o financiamento da obra de Itaparica, em decorrência do atraso da Eletrobras Chesf no pagamento de algumas faturas; e que as despesas financeiras que teve, com essa captação de recursos, teriam sido superiores ao total de acréscimos pagos pela Chesf, em decorrência desses atrasos. A União Federal e o Ministério Público Federal apresentaram recursos no mesmo sentido que o apresentado pela Eletrobras Chesf. Em sessão realizada em 25 de outubro de 2010, o Tribunal Regional Federal da 5ª Região deu provimento aos recursos interpostos pela Eletrobras Chesf, União e Ministério Público Federal, e julgou a aludida ação inteiramente improcedente. Há informação de apresentação de recursos especiais e extraordinários pela Construtora Mendes Júnior e pela União, embora a Eletrobras Chesf não tenha sido intimada para apresentar contra-razões a esses recursos. Em 31 de dezembro de 2011 aguardava-se o pronunciamento do TRF 5ª Região sobre o seguimento do recurso extraordinário da Mendes Júnior, cujo recurso especial já houvera sido indeferido pela mesma corte. Contra essa decisão, a Mendes Júnior interpôs agravos de instrumento. Em 31 de dezembro de 2012 os agravos interpostos pela Mendes Júnior haviam subido para Superior Tribunal de Justiça, sendo que, naquela instância, o Ministério Público Federal emitiu parecer opinando pelo não provimento dos agravos. O processo encontra-se aguardando julgamento do STJ.. Considerando a existência da decisão do Tribunal Regional Federal da 5ª Região, a administração da Eletrobras Chesf entende ser remoto o risco de a Companhia vir a ter perda nesta ação. g) chance de perda Remota. h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa a capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado Não há. PÁGINA: 38 de 486

45 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes (ii) Ação Judicial Cível Processo n RESP /PE a) juízo Superior Tribunal de Justiça b) instância 3ª Instância c) data de instauração 26/04/1994 d) partes no processo Eletrobras Chesf (Autora e Reconvinda) Consórcio Xingó, formado pela Companhia Brasileira de Projetos e Obras CBPO, CONSTRAN S.A. Construções e Comércio e Mendes Júnior Engenharia S.A. (Réu e Reconvinte) e) valores, bens ou direitos R$1,8 bilhão (pretensão do Consórcio Xingó). envolvidos f) principais fatos A Eletrobras Chesf é autora de um processo judicial no qual pede a declaração de nulidade parcial de aditivo (Fator K de correção analítica de preços) ao contrato de empreitada das obras civis da Usina Hidrelétrica Xingó, firmado com o Consórcio Xingó, e a devolução de importâncias pagas, a título de Fator K, no valor de aproximadamente R$350,0 milhões, em dobro. A ação ajuizada pela Eletrobras Chesf foi julgada improcedente. A reconvenção apresentada pelo Réu foi julgada procedente pelo Juízo da 12ª Vara Cível da Comarca do Recife, e a decisão foi mantida pela 2ª Câmara Cível do Tribunal de Justiça de Pernambuco ( TJPE ). A Eletrobras Chesf e a União, sua assistente neste processo, apresentaram recursos especiais e extraordinários, discutindo a decisão no feito principal e decisões prolatadas, que podem resultar na anulação do processo. O Superior Tribunal de Justiça, em agosto de 2010, deu provimento a recurso especial apresentado pela Eletrobras Chesf, reduzindo o valor da causa. O mesmo STJ negou provimento aos demais recursos especiais apresentados pela Chesf e União, mantendo, portanto, a decisão do TJPE, que julgou improcedente a ação declaratória movida pela Eletrobras Chesf e julgou procedente a reconvenção apresentada pelas rés, ensejando a oposição, pela Eletrobras Chesf, de Embargos de Declaração, cujo julgamento foi iniciado em dezembro de 2012 e concluído em dezembro de 2013, tendo sido o recurso rejeitado, conforme decisão publicada em 19 de março de Tal decisão foi objeto de segundos Embargos de Declaração, pendentes de julgamento em 12/05/2014. Em novembro de 1998, as rés apresentaram pedido de execução provisória da decisão, no valor de R$ 245 milhões, estando o processo suspenso por determinação do Ministro Presidente do STJ. Essa liminar foi objeto de Agravo Regimental por parte do Consórcio, o qual foi julgado em 24 de junho de 2002, mantendo-se por unanimidade a liminar antes concedida pelo Presidente do STJ, ficando, desta forma, afastada a possibilidade de execução das quantias resultantes do processo, antes do trânsito em julgado da decisão final. Posteriormente as rés apresentaram perante o Juízo da 12ª Vara Cível do Recife processo de liquidação da decisão, com a finalidade de apurar o valor atual da condenação, na hipótese de serem negados todos os recursos da Eletrobras Chesf e da União. Nos autos dessa ação de liquidação, o Juiz da 12ª Vara Cível reconheceu que a competência para apreciar a demanda é da Justiça Federal, considerando a presença da União como parte interessada no feito. Inconformado com essa decisão, o Consórcio Xingó interpôs agravo de instrumento, tendo o Tribunal de Justiça de Pernambuco alterado essa decisão e determinado que a competência para julgamento do processo de liquidação é da Justiça Comum Estadual. Contra essa decisão do TJPE, foram interpostos recursos especial e extraordinário, pela Eletrobras Chesf e pela União Federal. Em outubro de 2010, referidos recursos foram PÁGINA: 39 de 486

46 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes julgados em desfavor da Eletrobras Chesf e da União, salvo na parte referente aos honorários dos patronos do Consórcio, que foram reduzidos. Em 31de março de 2011, aguardava-se a publicação dos acórdãos correspondentes. Posteriormente, o Juiz Substituto na 12ª Vara Cível da Comarca do Recife proferiu sentença julgando o processo de liquidação e fixando o valor da condenação em R$842,5 milhões, havendo a Eletrobras Chesf interposto, contra essa decisão, os cabíveis embargos de declaração, considerando que a sentença deixou de se manifestar sobre diversas impugnações apresentadas pela Eletrobras Chesf em torno do laudo pericial oferecido pelo perito do juízo. Julgando esses embargos de declaração, o Juiz da 12ª Vara Cível extinguiu o processo de liquidação, por considerar que a matéria ainda se encontrava sub judice no STJ. Contra essa decisão o Consórcio Xingó interpôs agravo de instrumento para o TJPE. A 6ª Câmara Cível do TJPE ao apreciar a matéria, em 26 de maio de 2011, converteu o agravo de instrumento em apelação e julgou-a procedente. Contra essa decisão a Eletrobras Chesf interpôs embargos de declaração, ainda sub judice. Em 31 de dezembro de 2011, encontrava-se em tramitação no STJ embargos de declaração interpostos pelo Consórcio Xingó, no que se refere à decisão daquela corte em torno do valor da causa e dos honorários de sucumbência, contra-arrazoados pela Eletrobras Chesf e no TJPE os mesmos embargos interpostos pela Eletrobras Chesf conforme anteriormente informado. A 6ª Câmara Cível do TJPE, no último dia 22 de março de 2012, julgou os embargos de declaração em que todas as partes Eletrobras Chesf, União e Consórcio haviam interposto frente à sua própria decisão originária que apreciou a Ação de Liquidação Provisória, em trâmite em paralelo à Ação Principal sobre o "Fator K" e que pretende apurar o valor da condenação havida pela Chesf naquela mesma Ação Principal. Neste julgamento, essencialmente, o TJPE acolheu os embargos de declaração do Consórcio para excluir a condenação parcial do Consórcio em honorários advocatícios, conforme havia sido originalmente fixado pela decisão originária deste processo e condenar a Eletrobras Chesf ao pagamento das custas do processo. Concomitantemente, o TJPE acolheu os embargos de declaração da Eletrobras Chesf e da União para excluir a incidência de "juros legais moratórios" adicionados aos "juros contratuais moratórios", de forma a manter no cálculo de liquidação apenas a incidência de "juros contratuais moratórios". Outrossim, a Chesf interpôs novos embargos de declaração para o esclarecimento de alguns pontos desta última decisão do TJPE. Em 04 de dezembro de 2012 os embargos de declaração interpostos pela Eletrobras Chesf entraram em pauta de julgamento pela 2ª Turma do STJ, havendo um dos Ministros pedido vista os autos, o que ensejou a suspensão do julgamento. Em agosto de 2013 as rés promoveram a execução provisória dos valores que, segundo seus próprios cálculos, corresponderia à atualização do montante a seu favor homologado pelo TJPE. Neste caso, a Eletrobras Chesf foi intimada ao pagamento dos correspondentes valores, mas apresentou exceção de pré-executividade (apontando, conforme autorizado pela jurisprudência do STJ, diversas irregularidades processuais que desautorizariam, desde logo e sem prejuízo de outros tópicos específicos de impugnação aos próprios cálculos das rés, em face do pronunciado pelo TJPE, o prosseguimento desta pretensão executória provisória). Após manifestação de resposta das rés e réplica da Eletrobras Chesf, em 12 de maio de 2014, o processo aguardava apreciação judicial em torno da referida exceção. Inexiste previsão de tempo para o desfecho desta lide. g) chance de perda Provável h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa a capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. PÁGINA: 40 de 486

47 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes i) valor provisionado R$786,5 milhões. Considerando o andamento do processo e todos os julgamentos aos recursos até então apresentados, a administração da Eletrobras Chesf, fundamentada na opinião de seus consultores jurídicos revisou seus cálculos que levaram em conta a suspensão do pagamento das parcelas relativas ao Fator K e suas respectivas atualizações monetárias, elevando a provisão atualmente constituída, no Passivo Não Circulante, para o montante de R$ 786,5 milhões em 31/12/2013, para fazer face a eventuais perdas decorrentes deste assunto. Esta provisão corresponde à glosa parcial do Fator K entre julho de 1990 e dezembro de 1993, em obediência à Lei nº 8.030/1990, e suspensão integral do pagamento do Fator K, no período de janeiro de 1994 a janeiro de 1996, por entendimento da Companhia. (iii) Ação Indenizatória Processo n a) juízo Tribunal Regional Federal da 1ª Região b) instância 2ª Instância c) data de instauração 07/12/1993 d) partes no processo Espólio de Aderson Moura Souza e Eliza Teixeira Moura (Autor) Eletrobras Chesf (Ré) e) valores, bens ou direitos Indenização por desapropriação indireta de ha. de terra na envolvidos Fazenda Aldeia, Sento Sé BA. f) principais fatos A sentença de primeiro grau julgou procedente o pedido, condenando a Eletrobras Chesf no valor de R$ 50,0 milhões, correspondente a principal mais juros e correção monetária. Em 31 de março de 2009, o processo foi transferido para a Justiça Federal face intervenção da União na qualidade de assistente. Em 30 de junho de 2011, foi julgado parcialmente procedente recurso de apelação interposto pela Eletrobras Chesf perante o Tribunal Regional Federal da 1ª Região, sendo negado provimento à apelação do autor, conforme acórdão publicado em 24 de junho de Em 30 de setembro de 2011, foi ajuizada ação rescisória perante o Tribunal Regional Federal da 1ª Região. Em 31 de dezembro de 2011, uma liminar havia sido deferida para ordenar a interrupção da execução do processo principal. Em 31/12/2013, estava a ação rescisória ainda pendente de julgamento. g) chance de perda Provável h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado R$100,0 milhões. PÁGINA: 41 de 486

48 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes (iv) Ação Judicial Cível Processo n a) juízo 5ª Vara Federal da Seção Judiciária de Pernambuco b) instância 2ª instância c) data de instauração 08/06/1999 d) partes no processo Consórcio formado pela Companhia Brasileira de Projetos e Obras CBPO, CONSTRAN S.A. Construções e Comércio e Mendes Júnior Engenharia S.A. (Autores) Eletrobras Chesf (Ré) e) valores, bens ou direitos R$51,6 milhões (valor atualizado até março de 2010). envolvidos f) principais fatos Ação de indenização na qual se pleiteia a condenação da Eletrobras Chesf e o pagamento de compensação financeira adicional, em virtude de atraso no pagamento das faturas do contrato referente à Usina Hidrelétrica Xingó. Na aludida ação, as autoras formularam pedidos genéricos, limitando-se a apontar a existência de um suposto direito à compensação financeira, remetendo a apuração dos valores para a liquidação da sentença. Após a apresentação da perícia e os esclarecimentos adicionais, foi realizada audiência em agosto de 2005, determinando-se a apresentação de razões finais até o dia 17 de outubro de Posteriormente, a ação foi julgada procedente, sendo a Eletrobras Chesf condenada a pagar aos autores a importância de R$23,8 milhões, a preços de setembro de Contra essa decisão, a Eletrobras Chesf interpôs recurso de apelação, que foi posteriormente julgado pelo Tribunal de Justiça de Pernambuco ( TJPE ). No TJPE, o Relator do recurso proferiu decisão declarando a nulidade da sentença, por ter sido proferida por Juiz incompetente, em vista da intervenção da União no feito, e determinou o envio dos autos à Justiça Federal. A Justiça Federal de Pernambuco proferiu nova sentença, confirmando a anteriormente referida condenação da Eletrobras Chesf. Atualmente, o processo encontra-se no TRF 5ª Região aguardando julgamento da Apelação da Eletrobras Chesf e do Recurso Adesivo da Autora. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado Não há PÁGINA: 42 de 486

49 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes (v) Ação Civil Pública Processo n a) juízo 2ª Vara Federal da Comarca de Aracajú/SE b) instância 1ª instância c) data de instauração 27/06/2002 d) partes no processo Associação Comunitária do Povoado do Cabeço e Adjacências (Autor)Eletrobras Chesf, IBAMA, IMA-AL, CRA-BA, União e Adema- SE (Réus) e) valores, bens ou direitos R$ 368,5 milhões e R$ 309,1 milhões. envolvidos f) principais fatos Ação civil pública proposta contra a Eletrobras Chesf pela Associação Comunitária do Povoado do Cabeço e Adjacências, no Estado de Sergipe, no valor de R$ 368,5 milhões, tem por objeto obter compensação financeira em decorrência de alegados danos ambientais causados aos pescadores do Cabeço, a jusante da UHE Xingó e provocados pela construção dessa Usina. Após uma sequência de incidentes processuais, que não afetaram a causa nem o pedido, o juiz da causa determinou, em 31 de agosto de 2005, a inclusão do IBAMA, IMA-AL, CRA-BA, União Federal e ADEMA-SE no polo passivo da ação, ordenando a citação dessas entidades. Por outro lado, na comarca de Brejo Grande/SE, havia também uma ação civil pública proposta contra a Eletrobras Chesf pela Associação dos Pescadores do Povoado de Cabeço e Saramém, à qual foi atribuído o valor de R$309,1 milhões com os mesmos propósitos da demanda anteriormente comentada. Em julho de 2010 foi publicada decisão invertendo o ônus da prova e o ônus financeiro para sua realização, determinando que o custo da perícia seja suportada pela Eletrobras Chesf. Foi interposto agravo de instrumento contra a decisão que inverteu o ônus da prova e o ônus financeiro. Em agosto de 2010 houve a publicação do despacho do Dês. Relator Francisco Barros Dias, convertendo o agravo de instrumento em agravo retido, e determinando a remessa dos autos ao juízo de origem, onde em 03 de agosto de 2010 foi publicado despacho do juiz da 2ª Vara da Justiça Federal/SE mantendo a decisão agravada pelos seus próprios fundamentos e determinando que se aguarde por 90 (noventa) dias eventual atribuição de efeito suspensivo pelo Egrégio TRT 5ª. Em 09 de agosto de 2010, a Eletrobras Chesf opôs embargos declaratórios contra a decisão que converteu o agravo de instrumento em agravo retido. Em setembro de 2010, foi publicado despacho negando provimento aos embargos declaratórios opostos pela Eletrobras Chesf. Foi interposto agravo legal contra a decisão que converteu o agravo de instrumento retido. Em 18 de outubro de 2010, foi publicada decisão do Des. Fed. Relator recebendo o agravo legal interposto como pedido de reconsideração e indeferindo. Em 29 de março de 2011, o juiz de primeira instância nomeou equipe de peritos para produção de laudo. Em 08 de abril de 2011, a Eletrobras Chesf apresentou em juízo a relação dos seus assistentes técnicos e os seus quesitos periciais. Em audiência, no dia 30 de novembro de 2011, determinou - se que a Eletrobras Chesf efetivasse até 31 de janeiro de 2012 um depósito de R$50,0 mil em conta bancária, à disposição daquele juízo para fazer face às despesas com os peritos judiciais. O depósito foi efetivado na data prevista. Após cancelar a audiência para instalação da perícia, prevista para o dia 29 de fevereiro de 2012, o juiz do feito determinou a digitalização dos autos e posterior disponibilização PÁGINA: 43 de 486

50 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes destes para a junta de peritos por ele designada por meio eletrônico, conferindo-lhes um prazo de trinta dias para exame da matéria e apresentação de proposta de honorários periciais. O depósito judicial determinado pelo magistrado foi efetivado pela Eletrobras Chesf em 31/01/2012. Em 15/02/2012 foi publicado despacho do juiz cancelando as audiências anteriormente fixadas para os dias 28 e 29 daquele mês, a digitalização das peças processuais entre os dias 27/03/2012 e 13/04/2012 e o envio dessas peças aos peritos, por meio eletrônico, aos quais foi conferido um prazo de trinta (30) dias para exame da matéria e efetivação de proposta sobre honorários periciais. Em 09/01/2013 o juiz que preside o feito prolatou despacho relatando os últimos andamentos processuais e, considerando a ausência de resposta dos peritos por ele nomeados, designou audiência para fevereiro/2013 para maior esclarecimento do teor da prova, dos seus parâmetros e demais circunstâncias da perícia a se realizar, determinando a intimação dos senhores peritos para, no prazo de 15 dias, para que cumpram as diligências que lhes foram determinadas, sob pena de multa. Em 27 de novembro de 2013 foi realizada audiência na qual foram homologados os planos de trabalhos das equipes de realização da perícia, estabelecendo-se, ainda, depósito mensal, a cargo da Eletrobras Chesf, para custeio das despesas com a realização da perícia e com os honorários dos profissionais designados nos autos no valor de R$0,1 milhão, com início no mês de dezembro de 2013 e fim em maio de Também ficou consignado que ambos os processos restarão com seu trâmite exclusivamente direcionado à realização da perícia e suspensos até que seja apresentado o laudo pericial definitivo. g) chance de perda A expectativa da Administração sobre a possibilidade de perda dessas ações é possível quanto ao insucesso da defesa e remota quanto aos valores dos pedidos. h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado Não há provisão. PÁGINA: 44 de 486

51 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes (vi) Ação Judicial Cível Processo n a) juízo 15ª Vara Federal da Seção Judiciária do Distrito Federal b) instância 1ª Instância c) data de instauração 23/08/2002 d) partes no processo AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia (Autora) Eletrobras Chesf (Ré) e) valores, bens ou direitos R$110,0 milhões envolvidos f) principais fatos Ação ordinária proposta pela AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia visando a contabilização e liquidação pela ANEEL das transações do mercado, relativa à exposição positiva (lucro) verificada em razão da não opção pelo alívio (seguro) feita em dezembro de Decisão interlocutória proferida no âmbito do agravo de instrumento da AES SUL (Processo ) interposto contra a ANEEL, resultou num débito de aproximadamente R$110,000 milhões a ser pago até o dia 07 de novembro de Para suspender a exigibilidade do débito, foram adotadas naquela oportunidade (dias 03 à 07 de novembro de 2008), as seguintes providências jurídicas: 1) ajuizamento de pedido de suspensão de liminar no STJ; 2) impetração de Mandado de Segurança perante o Tribunal Regional Federal da 1.ª Região; 3) protocolização de petição postulando o ingresso da Eletrobras Chesf no processo, na condição de litisconsorte passivo necessário. Foram acolhidos os procedimentos 2 e 3, com a consequente reforma da liminar e suspensão do débito em questão. A Eletrobras Chesf ingressou na lide como litisconsorte passivo necessário e contestou a ação. Em 31 de dezembro de 2011, o Tribunal Regional Federal da 1.ª Região havia julgado procedente o mandado de segurança interposto pela Eletrobras Chesf (medida 2), tendo a AES ingressado com Recurso Especial, que após negado provimento, interpôs recurso de apelação. A ação foi julgada improcedente e os embargos de declaração rejeitados, havendo assim, a apresentação de recurso de apelação pelo autor. Em 31/12/2012, haviam sidos oferecidos contrarrazões pela Eletrobras Chesf, estando pendente de apreciação a remessa para o TRF 1.ª Região. O recurso de apelação da AES Sul foi provido e a Eletrobras Chesf apresentou recurso de embargos de declaração, o qual, em , se encontrava pendente de julgamento. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado Não há. PÁGINA: 45 de 486

52 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes (vii) Ação Civil Pública Processo n a) juízo Superior Tribunal de Justiça b) instância 3ª instância c) data de instauração 21/10/1996 d) partes no processo Ministério Público do Estado de Pernambuco (Autor) Eletrobras Chesf (Ré) e) valores, bens ou direitos R$87,0 milhões. Direito de reassentamento de trabalhadores rurais envolvidos afetados pela construção da UHE Itaparica. f) principais fatos Ação Civil Pública proposta pelo Ministério Público do Estado de Pernambuco ( MPPE ), resultante de direito de reassentamento de trabalhadores rurais afetados pela construção da UHE Itaparica. O Autor afirma ser inexistente, por carência de legitimidade, o acordo firmado entre a Eletrobras Chesf e o Sindicato dos Trabalhadores Rurais, em 06 de dezembro de 1986, e requer a diferença das verbas de manutenções temporárias pagas no período, dando à causa o valor atualizado de aproximadamente R$87,0 milhões. A sentença de 1º grau, deu provimento aos pedidos do Ministério Público, condenando a Eletrobras Chesf. A Eletrobras Chesf interpôs recurso de apelação, alegando a ilegitimidade do MPPE para o feito, ao qual foi dado provimento pelo Tribunal de Justiça de Pernambuco TJPE. Contudo, o STJ, em grau de recurso especial proposto pelo Autor, reconheceu a legitimidade do MPPE e determinou a remessa dos autos ao TJPE. Em 19 de abril de 2010, julgando o mérito da Apelação da Eletrobras Chesf, o TJPE, à unanimidade, negou-lhe provimento. A Eletrobras Chesf interpôs conjuntamente Recurso Especial e Recurso Extraordinário e correspondentes agravos de instrumento. Em 31 e dezembro de 2011, o STJ havia concedido provimento ao agravo de instrumento da Chesf determinando a subida do Recurso Especial, o qual se encontra concluso com o relator. Em 07 de novembro de 2012 foi proferida decisão que negou seguimento ao Recurso Especial da Eletrobras Chesf. Contra essa decisão, a Eletrobras Chesf apresentou Recurso de Agravo Regimental, o qual, em 31 de dezembro de 2012, encontrava-se pendente de julgamento..o processo encontra-se no Superior Tribunal de Justiça - STJ. Em 11 de outubro de 2013 foi publicado acórdão dando provimento ao recurso especial, pronunciando-se, por unanimidade, a prescrição e decadência. Foram postos Embargos em 23 de outubro de 2013 pelo Ministério Público, que em 31 de dezembro de 2013, encontravam-se pendentes de julgamento. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado Não há PÁGINA: 46 de 486

53 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes (viii) Ação Judicial Cível Processo n / a) juízo 2ª Vara da Comarca de Limoeiro do Norte CE b) instância 1ª Instância c) data de instauração 27/03/2009 d) partes no processo Carbomil Química S.A. (Autora) Eletrobras Chesf (Ré) e) valores, bens ou direitos R$70,0 milhões envolvidos f) principais fatos Ação declaratória com pedido de indenização proposta pela Carbomil Química S.A. objetivando indenização em decorrência da instalação de linha de transmissão de energia elétrica em área da mina Lajedo do Mel, localizada nos municípios de Jaguaruana e Quixeré, no Ceará, e Baraúna, no Rio Grande do Norte. Foi realizada perícia e em seguida a Eletrobras Chesf protocolizou uma exceção de incompetência, que veio a ser negada. A ação julgada procedente, havendo a Eletrobras Chesf apresentado apelação. Foi proposta execução de honorários atribuídos pelo juiz da causa a incidente de incompetência relativa, tendo sido manejada pela Eletrobras Chesf objeção de pré-executividade, bem como mandado de segurança a fim de obstar o pagamento dessa verba. No Mandado de Segurança impetrado pela Eletrobras Chesf, decisão do Tribunal de Justiça do Ceará determinou a anulação dos atos praticados e a remessa dos autos à Justiça Federal. Em 15 de outubro de 2013, o Juízo da 15ª Vara Federal do Ceará proferiu sentença favorável à Eletrobras Chesf em face da prescrição e condenou a Carbomil Química S.A. a pagar honorários advocatícios à ordem de 10% sobre o valor da causa. A autora da ação interpôs recurso de apelação cível, o qual foi contra-arrazoado pela Eletrobras Chesf e aguarda-se que os autos sejam remetidos ao Tribunal Regional Federal 5ª Região para julgamento do recurso de apelação. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado Não há PÁGINA: 47 de 486

54 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes (ix) Ação Judicial Cível Processo n a) juízo 1ª Vara da Cível Comarca de Recife PE b) instância 1ª Instância c) data de instauração 17/09/2002 d) partes no processo Indústrias Reunidas Raimundo da Fonte S/A (Vitivinicola Santa Maria S/A) (Autora) Eletrobras Chesf (Ré) e) valores, bens ou direitos R$57,7 milhões envolvidos f) principais fatos Ação de indenização promovida por Indústrias Reunidas Raimundo da Fonte S/A (Vitivinicola Santa Maria S.A), em decorrência de inundação provocada pela enchente de 1992 do Rio São Francisco. A sentença, transitada em julgado, determinou a liquidação provisória, remetendo para a perícia a definição dos valores referentes a danos emergentes e lucros cessantes. Foi nomeado apenas um perito engenheiro agrônomo, o qual detinha competência apenas para a apuração dos valores a serem conferidos a título de dano emergente. O laudo foi impugnado pela Eletrobras Chesf, que requereu ao juízo da 1.ª Vara Cível que fosse realizada uma perícia contábil a fim de se chegar a um valor, ainda que aproximado, de lucros cessantes, considerando a atividade desenvolvida pela Autora. O requerimento foi indeferido, tendo sido interposto agravo de instrumento, que confirmou a decisão de indeferimento. Posteriormente, foi interposto Recurso Especial endereçado ao Superior Tribunal de Justiça (que teve o seu processamento negado pelo TJPE). A Eletrobras Chesf agravou dessa decisão (AREsp PE), tendo o referido recurso sido improvido, o que ensejou novo recurso manejado pela Eletrobras Chesf (agravo regimental), o qual foi, igualmente, improvido, em abril de g) chance de perda Provável h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado R$57,7 milhões, já depositados em juízo. PÁGINA: 48 de 486

55 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes (x) Ação Judicial Cível Processo n a) juízo 2ª Vara Federal - PE b) instância 1ª Instância c) data de instauração 26/11/2013 d) partes no processo Hidroservice Engenharia Ltda. (Autora) Eletrobras Chesf (Ré) e) valores, bens ou direitos R$598,5 milhões envolvidos f) principais fatos Ação indenizatória proposta pela Hidroservice, objetivando a anulação de acordo de securitização no setor elétrico, com indenização pelo deságio na negociação de títulos recebidos, acrescida de juros bancários. O juízo de 1º grau julgou improcedente o pleito. A parte Autora recorreu da decisão por meio de Apelação, que não modificou a decisão primeva. Foram interpostos Embargos de Declaração por ambas as partes. Os Embargos de Declaração da Eletrobras Chesf foram julgados procedentes em 26 de novembro de 2013, para corrigir erro material constante no acórdão embargado. Os Embargos de Declaração da Autora não foram providos. Resignada com a decisão, a Hidroservice apresentou, instantaneamente, Recurso Especial e Recurso Extraordinário perante o Superior Tribunal de Justiça e o Superior Tribunal Federal, respectivamente. Em 31 de dezembro de 2013, aguardava-se intimação da Eletrobras Chesf para contrarrazões aos recursos. g) chance de perda Possível. h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado Não há. PÁGINA: 49 de 486

56 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Controlada Eletrobras Eletronorte (i) Ação Judicial Cível Processo n a) juízo 2ª Câmara Cível do Tribunal de Justiça do Distrito Federal e Territórios b) instância 2ª Instância Judicial c) data de instauração d) partes no processo Sul América Companhia Nacional de Seguros (Autora) Eletrobras Eletronorte (Ré) e) valores, bens ou R$217,1 milhões direitos envolvidos f) principais fatos Ação indenizatória: ressarcimento de valores pagos à empresa Albrás Alumínio Brasileiro S.A. por força de obrigações assumidas em contratos de seguro, tendo as referidas empresas se subrogado no crédito em face da Eletrobras Eletronorte. Principal argumento do Autor: a responsabilidade do sinistro seria a interrupção do fornecimento de energia elétrica para o complexo industrial, objeto de contrato específico celebrado entre a ALBRÁS e a Eletrobras Eletronorte. Principais argumentos da Ré: prejudicial de mérito, a prescrição da pretensão autoral. A, inexistência de responsabilidade objetiva, pois, consoante disposto no art. 3º da Lei 8.987/95, a interrupção se deu por razões de ordem técnica, Como matéria de fato foi alegado que o local em que ocorreu o sinistro é inóspito e sujeito a constantes descargas atmosféricas de alta intensidade, além de ventos muitos fortes, todos capazes de causar a interrupção no fornecimento de energia elétrica, interrupção momentânea se deu em virtude do rompimento de uma peça com defeito de fabricação (concha olhal), caracterizando-se o caso fortuito, causa excludente da responsabilidade civil. ÚLTIMOS ANDAMENTOS: Sentença: JULGO PROCEDENTE o pedido formulado na ação principal para condenar a ré ELETRONORTE - CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE S/A a pagar aos autores a quantia de R$ ,55 (cinqüenta e cinco milhões, seiscentos e sessenta e seis mil, seiscentos e noventa reais e cinqüenta reais), conforme divisão da planilha de fls. 254/256. Sobre o valor deverão incidir correção monetária pelo INPC desde a data da elaboração dos cálculos de fls. 254/256 e juros de mora de 1% ao mês desde a citação. Por conseguinte, resolvo o mérito na forma do art. 269, I do CPC. JULGO IMPROCEDENTE o pedido formulado na denunciação da lide de HTM ENGENHARIA DE TJDFT - Tribunal de Justiça do Distrito Federal e dos Territórios Página 7 de /08/2013 PROJETOS LTDA, atual denominação de THEMAG ENGENHARIA E GERENCIAMENTO LTDA. Por conseguinte, resolvo o mérito na forma do art. 269, I do CPC. Em face da sucumbência, condeno a litisdenunciada ao pagamento das custas processuais e honorários advocatícios fixados em R$ 5.000,00 (cinco mil reais), na forma do art. 20, par. 4º do CPC. Não havendo outros requerimentos, oportunamente, transitada em julgado, dê-se baixa e arquivem-se, observadas as normas do Provimento Geral da Corregedoria. Acórdão Apelação: CONHECER. NEGAR PROVIMENTO AO RECURSO DA 1ª APELANTE, ELETRONORTE. POR MAIORIA, VENCIDO O PÁGINA: 50 de 486

57 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes REVISOR. DAR PROVIMENTO AO RECURSO DA 3ª APELANTE, SUL AMÉRICA. POR MAIORIA, VENCIDO O REVISOR. NEGAR PROVIMENTO AO RECURSO DA 2º APELANTE, HTM ENGENHARIA. UNÂNIME. Acórdão Embargos Infringentes: EMBARGOS INFRINGENTES. AÇÃO REGRESSIVA. SEGURADORA. SUB-ROGAÇÃO. JUROS MORATÓRIOS. TERMO INICIAL. 1. O crédito em que se sub-roga a seguradora que indeniza os danos experimentados pelo segurado conserva as mesmas características, inclusive acessórias, que possuía antes da subrogação. Leva-se em conta a relação primária entre o segurado e o ofensor. 2. Assim, decorrendo o prejuízo do segurado de inexecução de contrato, o crédito transferido à seguradora, por força da subrogação, mantém essa origem negocial. 3. Tratando-se de mora ex persona e inexistindo interpelação extrajudicial do causador do dano, os juros moratórios fluem a partir da sua citação para a presente demanda, quanto aos valores pagos administrativamente, e, quanto ao pagamento da indenização complementar, da citação, como litisdenunciado, no processo que o segurado moveu contra as seguradoras perante a Justiça do Rio de Janeiro. (Acórdão n , EIC, Relator: ARNOLDO CAMANHO DE ASSIS, Relator Designado:FERNANDO HABIBE, Revisor: FERNANDO HABIBE, 2ª Câmara Cível, Data de Julgamento: 10/06/2013, Publicado no DJE: 10/10/2013. Pág.: 53) Último andamento: Foram opostos Embargos de declaração, aguarda publicação de acórdão, cuja decisão foi: NEGOU-SE PROVIMENTO AO RECURSO DA SULAMÉRICA. UNÂNIME. NEGOU-SE PROVIMENTO AO RECURSO DA CENTRAIS ELÉTRICAS S/A. MAIORIA g) chance de perda Possível. h) impacto em caso de perda i) valor provisionado Não há. A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. PÁGINA: 51 de 486

58 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Controlada Eletrobras Eletrosul (i) Ação Judicial Cível Processo n a) juízo 1º Ofício Cível de Ortigueira b) instância 1ª Instância c) data de instauração 23/02/2011 d) partes no processo Mineradora Tibagiana Ltda. (Autora) Consórcio Cruzeiro do Sul (Réu) - a Eletrobras Eletrosul possui uma participação de 49% no Consórcio Cruzeiro do Sul. e) valores, bens ou direitos R$510,2 milhões envolvidos f) principais fatos Trata-se da ação indenizatória movida pela Mineradora Tibagiana Ltda. em face do Consórcio Energético Cruzeiro do Sul.A autora alega (i) ser detentora de um decreto de Lavra expedido pelo Departamento Nacional de Produção Mineral ( DNPM ); e (ii) que com a concessão de lavra obtida tornou-se legítima detentora da posse e domínio de área na região do entorno do Rio Tibagi. A indenização pleiteada pela autora refere-se a supostos prejuízos nas atividades da mineradora em função das obras de construção da usina Mauá. Foi constatado que o valor estimado possível da ação em era de R$ 510,2 milhões. Em , contudo, foi constatado que o valor estimado possível é de R$ 182,2 milhões. g) chance de perda Possível. h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado Não há. PÁGINA: 52 de 486

59 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Ações Trabalhistas Dentre as ações trabalhistas em que a Eletrobras e suas controladas são partes, aquelas que são relevantes para os negócios da Companhia, que não estão sob sigilo, encontram-se abaixo descritas: Controlada Eletrobras Distribuição Alagoas: (i) Ação Trabalhista Processo nº a) juízo 2ª Vara do Trabalho de Maceió b) instância 1ª Instância c) data de instauração 03/10/2005 d) partes no processo Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias Urbanas no Estado de Alagoas (Autor) Companhia Energética de Alagoas Ceal (Ré) e) valores, bens ou direitos R$ 722,0 milhões envolvidos f) principais fatos O Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias Urbanas no Estado de Alagoas, na qualidade de substituto processual, aforou reclamação trabalhista em favor dos empregados da Ceal, visando o recebimento de diferenças salariais ocorridas em virtude do denominado Plano Bresser (Decreto-Lei nº 2.335/87). O pedido teve amparo perante a Egrégia Segunda Junta de Conciliação e Julgamento de Maceió-AL, decisão esta confirmada pelo Tribunal Regional do Trabalho da 19ª Região ( TRT ), transitando em julgado. Ocorre que, na execução da sentença, o Juízo da 2ª Vara do Trabalho de Maceió entendeu a época que não deveria haver limitação a data-base da categoria, o que extraordinariamente oneraria a execução, consequentemente criaria uma dívida vultosa. A Ceal e a União apresentaram objeção de pré-executividade que foram rejeitadas pelo juízo primário. A Ceal e a União agravaram de petição para o TRT da decisão que rejeitou a objeção de pré-executividade e paralelamente, a Ceal ajuizou no TRT medida cautelar para suspender a execução, medida que aguarda julgamento. No agravo de petição apresentado sustenta-se que o valor da condenação deve limitar-se à data-base da categoria, conforme previsto nos Decretos-Lei n (arts. 20 e 21), 2334/87 (arts. 8º e 9º), 2336/87 e art. 789, parágrafo 1º da CLT, matéria já pacificada no TST pela súmula n A Advocacia Geral da União sustenta em seu agravo de petição a inexigibilidade do título executivo judicial e das parcelas acessórias, visto que a decisão agravada não acompanha a reiterada e pacífica orientação do STF, com apoio nos arts. 884, parágrafo 5º da CLT e 741, parágrafo único do CPC. O processo encontra-se em fase de execução, com homologação dos cálculos pelo juízo de primeiro grau no valor de R$722 milhões. Os cálculos foram impugnados pela Ceal com a apresentação de duas teses: uma com a limitação à data-base e outra contestando os valores apresentados pelo sindicato, sem a limitação à data-base. Acolhida a limitação à data-base, os cálculos serão reduzidos para R$3,4 milhões, valor este provisionado pela Ceal, e avaliada pelos seus consultores jurídicos como perda provável limitada à data base. g) chance de perda Provável h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa a capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado R$ 4,5 milhões, sendo que o aumento do valor provisionado se deu em razão de sua atualização monetária., realizada mensalmente. PÁGINA: 53 de 486

60 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Ações Tributárias Dentre as ações tributárias em que a Eletrobras e suas controladas são partes, aquelas que são relevantes para os negócios da Companhia, que não estão sob sigilo, encontram-se abaixo descritas: Controlada Eletrobras Furnas (i) Processo Administrativo Tributário Processo nº / a) juízo Receita Federal do Brasil b) instância Administrativa c) data de instauração 27/07/2011 d) partes no processo Receita Federal do Brasil (Autor) Eletrobras Furnas (Ré) e) valores, bens ou direitos R$ 1.010,3 milhões envolvidos f) principais fatos Processo Administrativo Tributário, referente ao Auto de Infração lavrado pela Receita Federal do Brasil (RFB) em função de procedimento fiscal para verificação da apuração do IRPJ e CSLL no ano calendário 2007, particularmente no que concerne a valores considerados a título de: redução da receita líquida; despesas com depreciação; e outras despesas operacionais. Após a interposição de Recurso Voluntário pela Eletrobras Furnas, o CARF decidiu, na sessão de julgamento de 13/06/2012, proceder a uma diligência em Eletrobras Furnas para melhor esclarecer os fatos antes de se proferir uma decisão final. Diligência Fiscal iniciada em janeiro de g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa a capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado Não há. (ii) Processo Administrativo Tributário Processo nº / a) juízo Receita Federal do Brasil b) instância Administrativa c) data de instauração 27/07/2011 d) partes no processo Receita Federal do Brasil (Autor) Eletrobras Furnas (Ré) e) valores, bens ou direitos R$ 954,0 milhões envolvidos f) principais fatos Processo Administrativo Tributário, referente ao auto de infração lavrado pela Receita Federal do Brasil em função de procedimento fiscal para verificação de eventual insuficiência de recolhimento ou declaração das contribuições para o PIS/Pasep e a Cofins no período de outubro de 2006 a dezembro de Em sessão de julgamento realizada no dia , o processo foi encaminhado para a 1ª Turma da 1ª Câmara do CARF para ser julgado em conjunto com o processo administrativo nº / , descrito no quadro acima. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa a capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado Não há. PÁGINA: 54 de 486

61 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes (iii) Processo Administrativo Tributário Processo nº / a) juízo Receita Federal do Brasil b) instância Administrativa c) data de instauração 29/08/2013 d) partes no processo Receita Federal do Brasil (Autor) Eletrobras Furnas (Ré) e) valores, bens ou direitos R$ 593,0 milhões envolvidos f) principais fatos Processo Administrativo Tributário, referente ao auto de infração lavrado pela Receita Federal do Brasil em função de procedimento fiscal que verificava a utilização de despesa tida em 2000 (em razão da assunção de dívida junto à Fundação Real Grandeza) como prejuízo fiscal registrado em 2009 e, por conseguinte, compensado nos anos-calendário de 2009, 2010 e A autoridade fiscal afirma que tal registro foi feito de modo errado, tendo em vista que tal despesa deveria ter sido contabilizada no seu período de competência, no ano de Dessa forma, glosou as despesas deduzidas no ano-calendário Após decisão da DRJ em abril de 2014 negando provimento à impugnação de Furnas, foi interposto Recurso Voluntário em maio de g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa a capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado Não há. (iv) Processo Administrativo Tributário Processo nº / a) juízo Receita Federal do Brasil b) instância Administrativa c) data de instauração 18/06/2012 d) partes no processo Receita Federal do Brasil (Autor) Eletrobras Furnas (Ré) e) valores, bens ou direitos R$ 437,9 milhões envolvidos f) principais fatos Processo Administrativo Tributário, referente ao auto de infração lavrado pela Receita Federal do Brasil, em razão da Ré ter utilizado os saldos negativos de IRPJ e de CSLL apurados ao final do anocalendário de 2009, mediante procedimento de compensação considerado irregular pela Receita Federal, uma vez que Furnas não entregou à Receita Federal a DCOMP para efetivar compensação. Aguardando recepção e julgamento do Recurso Especial de Divergência interposto pela Eletrobras Furnas em 16/08/2013, em face do Acórdão proferido pela 3º Câmara do CARF que julgou procedente a Autuação Fiscal. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa a capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado Não há. PÁGINA: 55 de 486

62 4.4 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores Em 31 de dezembro de 2013, a Eletrobras e suas controladas não eram partes em processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores. PÁGINA: 56 de 486

63 4.5 - Processos sigilosos relevantes Em 31 de dezembro de 2013, a Eletrobras e suas controladas não eram partes em processos sigilosos relevantes. PÁGINA: 57 de 486

64 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Em 31 de dezembro de 2013, dentre as ações tributárias, cíveis e trabalhistas baseadas em fatos e causas jurídicas repetitivos ou conexos, que não estejam sob sigilo e que, quando considerados em conjunto, a Eletrobras entende serem relevantes pela capacidade de influenciar a decisão de investimento dos investidores, em que ela ou suas controladas figuram no polo passivo ou ativo, encontram-se abaixo descritas: Ações Cíveis: Controladora: (i) Ações Cíveis Processos que têm por objeto a aplicação de critérios de atualização monetária aos créditos escriturais do Empréstimo Compulsório. a) valores envolvidos R$5.904,9 milhões. b) valor provisionado, se houver c) prática do emissor ou de sua controlada que causou tal contingência R$2.367,9 milhões. O motivo do aumento do valor provisionado é a reavaliação, pela Eletrobras, de seu critério de estimativa das provisões para essas demandas. A causa da contingência se deu pela própria instituição do Empréstimo Compulsório sobre Energia Elétrica. A Lei de regência que instituiu o tributo determinou a forma de devolução que foi observada pela Eletrobras. No entanto, os contribuintes questionam essa forma de devolução, alegando que não foi aplicada a correção integral sobre os créditos. Existiam, em 31 de dezembro de 2013, cerca de ações judiciais com esse objeto tramitando em diversas instâncias e a administração da Eletrobras, amparada na avaliação de seus consultores jurídicos, estimadas entre seis a oito anos, o prazo médio para a solução definitiva dos processos em curso. Desse total, 999 ações foram decididas desfavoravelmente à Eletrobras e encontram-se em fase de execução. Em julgamento ocorrido em 12 de agosto de 2009, no que diz respeito aos créditos do Empréstimo Compulsório, os recursos interpostos pela Eletrobras foram parcialmente providos pelo STJ, vez que foram considerados prescritos os créditos das 1ª e 2ª conversões. Também foi considerada não aplicável a taxa Selic sobre o principal, incidindo juros apenas a partir da data da citação. Foi confirmada a conversão dos referidos créditos pelo valor patrimonial da ação. A Eletrobras ainda é parte em ações relativas ao pagamento do empréstimo compulsório, nas quais consumidores visam exercer uma opção para converter seus créditos representados por títulos ao portador, conhecidos como obrigações da Eletrobras. Entretanto, a Eletrobras entende não ter responsabilidade com relação a estes títulos, pois os mesmos possuem data de expiração para apresentação, já pregressa. Há também cerca de 599 ações cujo objeto é a cessão de créditos do Empréstimo Compulsório, cumulado com pedido de correção monetária integral sobre esses créditos. Nesses casos, a Eletrobras e a União Federal utilizam como fundamento principal de sua defesa a nulidade das cessões, uma vez que a legislação regente da matéria não prevê essa possibilidade e, por se tratar de créditos de natureza tributária, a cessão somente seria válida se houvesse previsão legal. Sobre essa matéria há grande divergência jurisprudencial, razão pela PÁGINA: 58 de 486

65 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto qual o STJ afetou um processo para julgar na forma da lei de recursos repetitivos, devendo tal julgamento servir de paradigma e orientação para os julgamentos futuros. Atualmente o processo se encontra pendente de julgamento de embargos declaratórios interpostos pela Eletrobras no STJ. Não há previsão de data para o julgamento do referido recurso. Os processos relativos a essa matéria, pendentes de julgamento, estão no momento com o risco de perda classificado como possível. No entanto, caso o STJ entenda pela validade das cessões, tais processos deverão passar a ter seu risco de perda classificado como provável. Controlada Eletrobras Eletronorte: (ii) Ações Cíveis Indenização por perdas financeiras a) valores envolvidos R$ 502 milhões b) valor provisionado, se R$ 344 milhões. houver c) prática do emissor ou de sua controlada que causou tal contingência As ações cíveis que mais impactam no orçamento contábil da Eletrobras Eletronorte são as ações judiciais relativas à construção da Usina Hidrelétrica de Balbina ( UHE de Balbina ). Sobre as ações da UHE Balbina, é necessário relatar que se encontram, na maioria, em fase de execução e cumprimento de sentença, sendo que, conforme determinação judicial, a Eletrobras Eletronorte vem depositando os valores em juízo e questionando os respectivos títulos judiciais. Estas ações, em síntese, referem-se a indenizações por desapropriações de terras no Estado do Amazonas para formação do reservatório hídrico da UHE Balbina. Nos anos 70, o Estado do Amazonas outorgou a pequenos e médio produtores locais lotes para desenvolvimento da área denominada Gleba Pitinga, no município de Presidente Figueiredo. Esses lotes foram, paulatinamente, adquiridos e concentrados por pequeno grupo de empresários de São Paulo que deveriam desenvolver projetos na região, porém jamais o fizeram. Em 1981, a União decreta essas terras como de utilidade pública para formação do reservatório hídrico da UHE Balbina. A Eletrobras Eletronorte, concessionária responsável pela construção e operação da UHE Balbina ficou incumbida de desapropriar tais propriedades e, para tanto, ofereceu determinada quantia para imitir-se na posse das áreas afetadas. Nos anos seguintes, com a insurgência dos proprietários com o valor da indenização proposta pela Eletrobras Eletronorte, considerados por eles como ínfimos, judicializou-se a questão vindo a Eletrobras Eletronorte a ser condenada. Como trânsito em julgado dessas condenações, iniciaram as execuções, sendo que em alguns processos, o juízo da execução resolveu extinguir o processo por ilegitimidade do expropriado à indenização sob a alegação de que estas terras eram de propriedade indígena e, portanto, qualquer valor a título de indenização deveria ser paga à União, e não aos proprietários. Os expropriados recorreram e conseguiram, ante a postura mais conservadora do Tribunal Regional Federal de 1ª Região, anular a sentença e dar prosseguimento as execuções. Concomitantemente, o Ministério Público Federal do Amazonas ( MPF ) ajuizou a Ação Civil Pública nº buscando, dentre outros pedidos, a nulidade dos títulos de propriedade daqueles expropriados, o que poderá reverter a indenização pleiteada a compensação indígena ao Grupo Indígena Waimiri Atroari, na qual a Eletrobras Eletronorte já promove programa social. Com o ajuizamento da Ação Civil Pública, as execuções foram suspensas, porém o TRF1 também vem cassando algumas dessas decisões. Apesar do longo período do processo, aproximadamente 26 anos, PÁGINA: 59 de 486

66 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto nenhum valor foi - até então - pago judicialmente, estando os valores depositados retidos por força da sentença de primeira instância ou por aplicação do art. 34, parágrafo único do DL 3365/41. Em 03/08/2012, a 3ª Vara Federal do Amazonas, após manifestação da Eletrobras Eletronorte, decidiu o seguinte:...em que pesem as alegações do Exequente, os fundamentos da decisão de fls /2.437, que determinou a manutenção dos valores em depósito até o trânsito em julgado da Ação Civil Pública n , são a restrição do art. 34 do Decreto-Lei n /41, bem como a limitação constante da própria sentença de fls. 382/388, transitada em julgado, que condicionou o levantamento dos referidos valores à apresentação de prova de título de domínio de propriedade por parte da Exequente e de certidão da inexistência de qualquer ação objetivando a decretação de sua nulidade. Conquanto tenha sido cassada a decisão liminar proferida naquela Ação Civil Pública, subsiste a discussão acerca da nulidade dos títulos de domínio outorgados pelo Estado do Amazonas e que deram ensejo ao ajuizamento de várias ações de desapropriação, como no caso vertente, uma vez que os imóveis em questão supostamente compõem o domínio da União porquanto tradicionalmente ocupados pelo povo Waimiri-Atroari. Ante o exposto, recebo a petição de fls /2.466 como pedido de reconsideração, indeferindo-o para manter a decisão de fls /2.437 por seus próprios fundamentos. O MPF embargou da decisão, sendo, porém mantida a decisão nos seguintes termos: Desse modo, não entrevejo omissão no referido decisum, que apreciou o requerimento formulado pela Executada, razão pela qual rejeito os embargos de declaração opostos pelo MPF. Não obstante, entendo que a referida decisão deve ser reconsiderada. Em consulta ao sistema processual, verifico que o Agravo de Instrumento n /AM foi julgado pelo E. Tribunal Regional Federal da 1ª Região. A Turma Julgadora deu provimento ao recurso para reformar a decisão definitiva nos autos da Ação Civil Pública n , determinando o prosseguimento da execução. Ressalte-se que o andamento da execução já havia sido determinado por meio de decisão liminar proferida nos autos daquele Agravo de Instrumento (fl ). Em cumprimento ao decisum, os Exequentes deram início à execução do julgado (f /2.394), tendo sido determinado à Executada o pagamento do valor atualizado da dívida (fl ), o qual foi efetivamente depositado, conforme se verifica à fl (...) Diante do exposto, determino a manutenção dos valores em depósito até o trânsito em julgado da Ação Civil Pública n , conforme requerido à fl Assim, os valores depositados pela Eletrobras Eletronorte não poderão ser levantados pelos expropriados até o transito em julgado da ação civil pública supramencionada. Em 2013, o Estado do Amazonas requereu o ingresso nas ações desapropriatórias, pretendendo a nulidade dos títulos sob a alegação de que as condições impostas no momento da outorga das terras aos expropriados jamais foram efetivadas, o que daria margem à resolução do negócio jurídico. A procuradoria local ingressou com as seguintes ações perante a Corregedoria do Tribunal de Justiça do Amazonas: Processo Administrativo nº ; nº e; nº Esses procedimentos administrativos visavam o cancelamento das matrículas, o que foi indeferido. Não obstante, foi determinado o bloqueio das matrículas até o julgamento definitivo das ações reivindicatórias, o que serviu de novo fundamento para nova suspensão do processo. Também como fato novo, está o ajuizamento de nova ação civil pública pelo MPF, autuada sob o nº , em face da União e da FUNAI com a finalidade de demarcar a reserva indígena Waimiri-atroari incluindo a área do polígono de PÁGINA: 60 de 486

67 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto desapropriação da UHE Balbina. Essa ação na fase de resposta das rés. Como fato positivo, em março de 2014, o Superior Tribunal de Justiça, no julgamento do REsp /AM, deu provimento para anular o acórdão do TRF1 que reformou a sentença de 1ª instância que extinguiu o processo por ilegitimidade do expropriado à indenização. Com isso, a sentença volta a ter validade e, transitando em julgado, a Eletrobras Eletronorte poderá levantar o valor depositado em juízo. De negativo, restam as ações rescisórias que estão sendo paulatinamente julgadas improcedentes, bem como seus recursos improvidos; devendo a Eletrobras Eletronorte, ao final, arcar com a multa processual de 5%. Ações Tributárias: Controlada Eletrobras Furnas (i) Ações Tributárias Autos de infração FINSOCIAL, COFINS e PASEP a) valores envolvidos R$322,8 milhões b) valor provisionado, se houver c) prática do emissor ou de sua controlada que causou tal contingência Não há. Tendo em vista, as últimas decisões sobre o tema, em dezembro de 2013, a controlada reclassificou a referida provisão para tributos a recuperar, no total atualizado de R$ 322,8 milhões devido ao seu ingresso no programa de recuperação fiscal REFIS (Lei nº /2013), para a quitação do débito em 180 meses. Trata-se de autos de infração lavrados contra a Eletrobras Furnas em 03 de maio de 2001, relativos ao FINSOCIAL, COFINS e PASEP, no montante histórico de R$ ,42 em decorrência de exclusões da base de cálculo dos referidos tributos de receitas provenientes do transporte de energia de Itaipu, de receitas provenientes de Repasse da Energia adquirida de Itaipu e da RGR Reserva Global de Reversão, pelo período compreendido entre 30 de abril de 1992 a 30 de setembro de Estes autos de infração sobrepuseram-se a outros emitidos em 1999, para um período de fiscalização de cinco exercícios. Em 09 de julho de 2010, a Eletrobras Furnas foi intimada a tomar ciência do acórdão de nº que reconheceu a decadência de parte do crédito tributário, com fundamento na Súmula Vinculante nº 8 do STF, passando o montante atualizado para R$ mil. Posteriormente, foi interposto Recurso Especial de Divergência contra o referido acórdão o qual não foi conhecido, em sessão realizada em 17 de outubro de Dessa forma, foram esgotadas as possibilidades de recurso na esfera administrativa, restando, tão somente, a possibilidade de oposição e Embargos Declaratórios, para sanar eventual omissão, contradição ou obscuridade na decisão. A empresa, baseada na divulgação das últimas decisões da Receita Federal, constituiu, em 31 de dezembro de 2012, provisão para riscos fiscais no valor total de R$ mil que em 30 de setembro de 2013 foi complementada para totalizar R$ mil. O processo / versa sobre lançamentos decorrentes de diferenças entre valores de PIS/Cofins declarados/pagos e os valores escriturados, apurados com base na escritura fiscal e contábil da Eletrobras Furnas, pelo fato de ter excluído das suas bases de cálculo os valores referentes à RGR, ocorrido nos períodos de competência de outubro de 2005 a março de 2007, com valor atualizado em 30 de setembro de 2013 de R$ PÁGINA: 61 de 486

68 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto mil. A empresa interpôs Recurso Especial de Divergência contra o acórdão que manteve a decisão que julgou procedente os lançamentos, com chances remotas de êxito, na esfera administrativa, em função das últimas decisões sobre o tema. Tendo em vista, as últimas decisões sofre o tema, em dezembro de 2013, a Eletrobras Furnas reverteu a referida provisão no total de R$ mil devido ao seu ingresso no programa de recuperação fiscal (Lei nº /2013), utilizando-se do benefício do Parcelamento Especial (Paes) para a quitação do débito em 180 meses, constituindo o passivo correspondente. Controlada Eletrobras Amazonas Energia (i) Ações Administrativas Tributárias Autos de infração Créditos de ICMS a) valores envolvidos R$ 1.360,6 milhões b) valor provisionado, se Não há. houver c) prática do emissor ou de sua controlada que causou tal contingência Ações Trabalhistas: Controlada Eletrobras Furnas (i) Trata-se de oito processos administrativos tributários que se encontram na esfera administrativa, perante a Secretaria de Estado da Fazenda do Amazonas SEFAZ, com oito processos, no montante de R$ 1.360,6 milhões impetrados pela cobrança de valores de créditos de ICMS aproveitados pela empresa em vários exercícios, cujo custo efetivo não foi pela Eletrobras Amazonas Energia suportado, em razão dos subsídios recebido da CCC, e outros créditos de ICMS que deixaram de ser estornados por esta, em virtude de perdas técnicas e comerciais na distribuição de energia elétrica. Ações Trabalhistas Periculosidade Diversas ações judiciais, nas quais são pleiteadas o adicional de periculosidade. a) valores envolvidos R$344,5 milhões b) valor provisionado, se R$344,5 milhões houver c) prática do emissor ou de sua controlada que causou tal contingência Nosso entendimento é que deva ser concedido o percentual integral e não proporcional a todos os empregados que prestam serviços em atividades sujeitas ao risco elétrico. PÁGINA: 62 de 486

69 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Controlada Eletrobras Eletronorte: (ii) Ações Trabalhistas Ações relativas à adicional de periculosidade, Planos Econômicos, horas extras, cálculo de multa de FGTS e alinhamento de curva salarial. a) valores envolvidos R$ 69,1 milhões. b) valor provisionado, se houver c) prática do emissor ou de sua controlada que causou tal contingência Controlada Eletrobras Chesf: R$ 69,1 milhões. Em abril de 2013, A Eletrobras Eletronorte celebrou acordo com sindicato dos empregados para pagamento ao longo do exercício do valor de R$240,0 milhões, referente à conclusão do processo da curva salarial. Deste montante, a Eletrobras Eletronorte efetuou o pagamento de R$ 203,3 milhões até o momento, restando, desta forma, o saldo de R$36,7 milhões a pagar no exercício seguinte. Aplicação de legislação decorrente de política salarial, indenização decorrente de supressão de hora extra. Ações Trabalhistas Ações relativas à adicional de periculosidade, horas extras, suplementações de aposentadoria, equiparação/ enquadramento profissional e verbas rescisórias decorrentes de inadimplências de empresas terceirizadas. a) valores envolvidos R$ 162,8 milhões. b) valor provisionado, se R$ 162,8 milhões. houver c) prática do emissor ou de sua controlada que causou tal contingência Aplicação de legislação decorrente de política salarial, indenização decorrente de supressão de hora extra. No valor acima, foi considerado o montante de R$22,4 milhões referente ao processo extra-judicial relativos a diferenças de redução de jornada de trabalho de 220 para 200 horas, de acordo com o último Acordo Coletivo de Trabalho. PÁGINA: 63 de 486

70 4.7 - Outras contingências relevantes A Eletrobras e/ou suas controladas são signatárias dos seguintes termos de compromisso e de ajustamento de conduta relevantes: (i) Termos de Compromisso com os Municípios de Angra dos Reis, Paraty e Rio Claro celebrados pela Eletrobras Eletronuclear Origem: Atendimento às condicionantes da Licença Prévia n.º 279/2008 e Licença de Instalação n.º 591/2009 do IBAMA para o licenciamento ambiental da usina nuclear Angra 3 a) Signatários Prefeituras Municipais de Angra dos Reis, Paraty e Rio Claro, Policia Federal, Policia Militar do Estado do Rio de Janeiro, Policia Civil do Estado do Rio de Janeiro, Policia Rodoviária Federal, Secretaria de Educação e de Obras do Estado do Rio de Janeiro, Instituto Chico Mendes ICMBio, Instituto de Ecodesenvolvimento da Baía da Ilha Grande IED-BIG, ONG Semear, ONG Verde Cidadania, CEFET, CMB Confederação de Mulheres do Brasil, FEAM Fundação Eletronuclear de Assistência Médica, Silo Cultural de Paraty, Marinha do Brasil, Instituto Histórico e Artístico de Paraty - IAHP Instituto Cultural Cidade Viva ICCV. b) Data da celebração Angra dos Reis 05/10/2009; Paraty 19/02/2010 e Rio Claro 18/02/2010 c) Descrição dos fatos que levaram à celebração do termo Após as audiências públicas realizadas pelo IBAMA, e a emissão da Licenças Prévia e de Instalação com condicionantes recomendando que os projetos fossem executados com as Prefeituras locais d) Obrigações assumidas Executar projetos nas políticas públicas de Meio Ambiente, Defesa Civil, Ação Social, Educação, Obras e Serviços Públicos, Atividades Econômicas, Saúde, Saneamento e Cultura. e) Prazo, se houver Até a concessão da Licença de Operação de Angra 3. f) Informações sobre as condutas que estão sendo adotas para observância das obrigações assumidas no termo g) Consequências em caso de descumprimento Para o atendimento às condicionantes do IBAMA, há uma constante negociação com os parceiros e um contínuo acompanhamento pelo IBAMA. Em última instância, a não obtenção da Licença de Operação da Usina de Angra 3. h) Outras observações Alguns projetos listados nos Termos de Compromisso ainda não foram enviados pelos interessados. Alguns Termos de Compromisso estão sendo revisados. PÁGINA: 64 de 486

71 4.7 - Outras contingências relevantes (ii) Termo de Ajustamento de Conduta celebrado em 13 de abril de Eletrobras CGTEE Origem: Adequação ambiental das Fases A e B da Usina Presidente Médici, localizada em Candiota RS e expiração da Licença de Operação n 057/99, relativa ao empreendimento Usina Termelétrica Candiota II a) Signatários União representada pela Advocacia-Geral da União (AGU), Ministério de Minas e Energia (MME), Ministério do Meio Ambiente (MMA), Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis IBAMA, Eletrobras CGTEE Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica S.A., Eletrobras Centrais Elétricas Brasileiras S.A. b) Data da celebração 13/04/2011 TAC 16/08/2013 Primeiro Aditamento ao TAC c) Descrição dos fatos que levaram à celebração do termo Seguem abaixo os principais fatos que levaram à celebração do termo: necessidade de adequação ambiental das Fases A e B da Usina Termelétrica Presidente Médici, de propriedade da empresa compromissária; expiração da Licença de Operação n 057/99, relativa ao empreendimento Usina Termelétrica Candiota II; alegação de não atendimento de algumas das cláusulas do Termo de Compromisso (TC) firmado entre a Eletrobras CGTEE e IBAMA, o qual já se encontra expirado. Seguem abaixo os principais fatos que levaram à celebração do Primeiro aditamento ao TAC: necessidade de adequação ambiental das Fases A e B da Usina Termelétrica Presidente Médici, de propriedade da empresa compromissária; necessidade de garantia do abastecimento energético na região através da operação das Fases A e B da Usina Termelétrica Presidente Médici até 31/12/2017 e que a Cláusula Décima Primeira do TAC autoriza a continuidade da operação da Fase A e da Fase B por determinação do Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS, sendo que este emitiu a Carta ONS 273/100/2013 de 06 de março de 2013, na qual justificou a manutenção da continuidade da operação das Fases A e B da UTE Presidente Médici; edição da Lei nº de 11 de janeiro de 2013 e que o poder concedente ainda não prorrogou o Contrato de Concessão nº.67/2000-aneel-cgtee; lançamento de três licitações na modalidade concorrência internacional que resultaram fracassadas, a fim de atender as Cláusulas Nona e Décima do TAC, que determinam a realização da adequação ambiental das Unidades 3 e 4 da Fase B da UTE Presidente Médici através da instalação do Sistema de Abatimento de Material Particulado e Enxofre; necessidade de realização de estudo para aferir a capacidade de suporte da bacia aérea da região de Candiota, como subsídio para a elaboração do planejamento setorial e alternativas eletroenergéticas que assegurem a continuidade do suprimento de energia elétrica às regiões Sul e Oeste do Estado do Rio Grande do Sul, bem como para a aferição da viabilidade técnica e locacional de outras usinas termelétricas pelo órgão ambiental competente; que compete à União Federal compatibilizar a necessária defesa do meio ambiente ecologicamente equilibrado e o fornecimento contínuo de energia elétrica, na condição de bem essencial à população, consoante disposições contidas na Constituição Federal de 1988; o disposto no Processo Administrativo n / PÁGINA: 65 de 486

72 4.7 - Outras contingências relevantes d) Obrigações assumidas O TAC e o primeiro aditamento ao TAC preveem uma série de obrigações para a Eletrobras CGTEE e conta com um investimento estimado da Companhia de R$241,8 milhões. Após a conclusão do TAC, espera-se a renovação pelo IBAMA da licença de operação da Usina Termelétrica Presidente Médici. A Eletrobras CGTEE assumiu diversos compromissos no âmbito do TAC, tais como: implantação do Sistema de Abatimento de Material Particulado e Enxofre, que reduzirá as emissões atmosféricas da Usina no Meio Ambiente (Fase B), interrupção da operação das duas unidades geradoras da Fase A; apresentação ao IBAMA do Estudo de Viabilidade da Fase A, contendo Plano de Adequação Ambiental ou Plano de Descomissionamento das Unidades Geradoras da Fase A e de estudo de modelagem de dispersão de gases na atmosfera; ações de melhorias das vias de acesso entre a mina de carvão e a UTE Presidente Médici, incluindo pavimentação de estrada e plantio de árvores nas margens das vias; ampliação e modernização da rede de monitoramento ambiental da qualidade do ar, da qualidade das águas de chuva e das condições meteorológicas; recomposição de matas ciliares e/ou das áreas degradadas, localizadas nas bacias hidrográficas dos Rios Jaguarão e Arroio Candiota, revegetação na área de preservação permanente da bacia de acumulação da Barragem; desenvolvimento de projeto cultural, com a recuperação e readequação do prédio da antiga Candiota I para uso cultural da comunidade local; monitoramento de ruídos, gerenciamento de resíduos sólidos e efluentes; manutenção e adequação do atual sistema de monitoramento contínuo das emissões atmosféricas; geração de energia elétrica adequada aos padrões de emissão; início da operação automatizada do Sistema de Recirculação de Efluentes Líquidos; instalação do módulo de teste em escala semi-industrial do processo de jigagem para beneficiamento de carvão mineral e prosseguimento de estudos relativos à saúde pública da população. A Eletrobras CGTEE assumiu diversos compromissos com a assinatura do Primeiro Aditamento ao TAC, tais como: implantação do Sistema de Abatimento de Material Particulado e Enxofre, que reduzirá as emissões atmosféricas da Usina no Meio Ambiente (Fase B), com prazo de instalação alterado em relação ao TAC; apresentação ao IBAMA do Plano de Descomissionamento das Unidades Geradoras da Fase A, com prazo de apresentação alterado em relação ao TAC; definição de aquisição ou não de uma nova planta em substituição à Fase A; interrupção da operação das duas unidades geradoras da Fase A, com prazo de saída de operação alterado em relação ao TAC; apresentação de propostas adicionais ao processo de jigagem, para abatimento da carga poluidora; instalação de caldeira auxiliar para Fase C, instalação do módulo de teste em escala semi-industrial do processo de jigagem para beneficiamento de carvão mineral, com prazo de instalação alterado em relação ao TAC. PÁGINA: 66 de 486

73 4.7 - Outras contingências relevantes Os demais compromissos previsto no TAC, permanecem inalterados e) Prazo, se houver Prazo de validade do TAC passou a ser 31/12/2017, alterado através de seu Primeiro Aditamento assinado em 16/08/2013, observado que para cada conduta a ser adotada, é definido um prazo específico no TAC para a sua implementação. f) Informações sobre as condutas que estão sendo adotadas para observância das obrigações assumidas no termo A Eletrobras CGTEE protocola no IBAMA a comprovação do atendimento das obrigações e presta contas com periodicidade semanal e mensal de todas as atividades desenvolvidas Projetos/Programas estruturados para o atendimento das Cláusulas do TAC para a Eletrobras (periodicidade semanal e mensal) e o MME (periodicidade mensal). A Eletrobras CGTEE busca atender integralmente as obrigações assumidas no TAC ou quando aplicável, acordar alterações às referidas obrigações junto aos órgãos competentes com a finalidade de cumpri-las em sua integralidade. Dentre algumas das condutas adotadas para observância das obrigações assumidas no termo, destacam-se: a pavimentação da estrada, das bacias e o plantio da barreira vegetal; conclusão da modernização e ampliação da rede de monitoramento ambiental conforme previsto no TAC. apresentação dos estudos de modelagem aos órgãos competentes; celebração de convênio com o Instituto Cultural Padre Josimo o Convênio para a execução do Projeto de Recomposição de Matas Ciliares e/ou das Áreas Degradadas nas Bacias Hidrográficas do Rio Jaguarão e do Arroio Candiota/RS; celebração de aditamento do convênio com o Instituto Cultural Padre Josimo o Convênio para a execução do Projeto de Revegetação na Área de Preservação Permanente da Bacia de Acumulação da Barragem II, com plantio de 100 mil mudas; celebração de contrato para a execução da recuperação e readequação do prédio da antiga Candiota I para uso cultural da comunidade local; apresentação de relatório semestral referente ao monitoramento de ruídos, gerenciamento de resíduos sólidos e efluentes; conclusão da adequação do sistema de monitoramento contínuo das chaminés de Candiota II; apresentação de relatório mensal das amostragens isocinéticas das Fases A e B; entrada em operação automatizada do Sistema de Recirculação de Efluentes Líquidos; Pagamento de multas conforme previsto no TAC. Dentre algumas das condutas adotadas para observância das obrigações assumidas no Primeiro Aditamento ao TAC, destacam-se: g) Consequências em caso de descumprimento apresentação de relatório mensal das amostragens isocinéticas das Fases A e B; definição de aquisição de uma nova planta em substituição à Fase A; acompanhamento da instalação do módulo de teste em escala semi-industrial do processo de jigagem para beneficiamento de carvão mineral. O descumprimento por parte da empresa compromissária de quaisquer das cláusulas constantes do TAC, importará na cominação de pena pecuniária diária no valor de R$30.000,00 (trinta mil reais), corrigida pelos índices oficiais, até o efetivo PÁGINA: 67 de 486

74 4.7 - Outras contingências relevantes cumprimento das obrigações pactuadas, observado que a cominação da referida multa independe e não impede a aplicação das demais sanções legais cabíveis, a exemplo de multas administrativas e embargos, sempre que se verificar infração à norma ambiental, além de não elidir as medidas de fiscalização a serem realizadas pelo IBAMA no exercício do seu poder de polícia. Adicionalmente, o descumprimento de quaisquer das obrigações s seguir nos termos e prazos constantes do TAC poderá acarretar o fechamento imediato do Complexo Candiota II: (i) fechamento da Fase A; (ii) conclusão da adequação ambiental da primeira unidade da Fase B; (iii) conclusão da adequação ambiental da segunda unidade da Fase B; e (iv) caso seja comprovado que a qualidade do ar esteja violando os limites estabelecidos na Resolução CONAMA nº 03/90. h) Outras observações - PÁGINA: 68 de 486

75 4.8 - Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados Não aplicável, pois temos sede no Brasil e nossos valores mobiliários são todos custodiados neste país. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 69 de 486

76 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado No exercício de suas atividades a Eletrobras é impactada por eventos de riscos de mercado que podem comprometer os seus objetivos estratégicos. O gerenciamento de riscos tem como principal objetivo antecipar e minimizar os efeitos adversos de tais eventos nos negócios e resultados econômico-financeiros da Eletrobras. Os principais riscos financeiros identificados no processo de gerenciamento de riscos são: Risco de taxa de câmbio Esse risco decorre da possibilidade da Eletrobras ter seus resultados impactados por flutuações nas taxas de câmbio, dado que (i) uma parcela substancial do endividamento consolidado da Eletrobras está estipulada em moeda estrangeira; (ii) parte dos financiamentos concedidos pela Eletrobras está fixada em moeda estrangeira; e (iii) as receitas, royalties e recebíveis da dívida de Itaipu são determinados em dólares americanos. A moeda brasileira apresentou altos níveis de volatilidade no passado. O Governo Federal implementou diversos planos econômicos e utilizou diversas políticas cambiais, incluindo desvalorizações repentinas, pequenas desvalorizações periódicas durante as quais a frequência dos ajustes variou de diária a mensal, sistemas de mercado de câmbio flutuante, controles cambiais e mercado de câmbio paralelo. De tempos em tempos, houve flutuações significativas da taxa de câmbio entre o real e o dólar e outras moedas. Em 31 de dezembro de 2013, a taxa de câmbio entre o real e o dólar era de R$2,34 por US$ 1,00. O Real poderá não manter seu valor atual ou o Governo Brasileiro poderá implementar mecanismos para controle cambial. Qualquer interferência governamental na taxa de câmbio, ou a implementação de mecanismos de controle cambial, poderá levar a uma depreciação do Real, o que poderá reduzir o valor dos recebíveis da Eletrobras em moeda nacional e tornar suas obrigações relacionadas à moeda estrangeira mais dispendiosas. Exceto com relação às receitas e recebíveis da Eletrobras expressos em Dólares Norte-americanos, essa desvalorização poderá afetar adversamente as atividades, operações e perspectivas da Eletrobras. Em 31 de dezembro de 2013, aproximadamente 34% da dívida total consolidada da Eletrobras, o que equivale a R$ milhões, eram denominados em moeda estrangeira, dos quais R$ milhões, ou aproximadamente 33% da dívida total consolidada, haviam sido estipulados em Dólares. Risco de taxa de juros e taxa Libor Esse risco está associado à possibilidade da Eletrobras contabilizar perdas em razão de oscilações das taxas de juros de mercado, impactando seus resultados pela elevação das despesas financeiras relativas a contratos de captação externa, principalmente referenciados à taxa Libor. A taxa Libor é a London Interbank Offered Rate, que corresponde à média das taxas de juros pelas quais os bancos captam recursos no mercado interbancário de Londres. É, portanto, uma taxa flutuante, a qual é publicada diariamente pela British Banker s Association (BBA) após as 11hs no horário de Londres. Em 2005, a Eletrobras realizou uma captação no valor de US$ 100 milhões (CAF 100) atrelada à Libor flutuante, e, dando continuidade ao programa de captações externas, em 2008 e 2010, captou-se o valor de US$ 600 milhões (junto à CAF) e US$ 500 milhões (A/B Loan Sindicalizado), respectivamente, também atrelados à Libor flutuante. Como a Libor é uma taxa de juros flutuante, tais contratos representam um risco para a empresa por conta da imprevisibilidade gerada em relação à despesa de juros a ser paga. Em 31 de dezembro de 2013, a Libor correspondia a 0,348% ao ano. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 70 de 486

77 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado Risco de commodities A controlada Eletrobras Eletronorte celebrou, no exercício de 2004, contratos de longo prazo para o fornecimento de energia elétrica para três de seus principais clientes. Esses contratos de longo prazo estão associados ao preço internacional do alumínio, cotado na London Metal Exchange (LME), como ativo básico para fins de definição dos valores mensais dos contratos. Esses contratos incluem o conceito de cap and floor band relacionado ao preço do alumínio cotado na LME. O preço limite máximo e mínimo da LME está limitado a US$ 2.773,21/ton e US$ 1.450/ton. O impacto no resultado foi positivo em 2012 de R$133,8 milhões e negativo em 2011 de R$124,8 milhões e a posição patrimonial apresentada é ativa em R$472,4 milhões em 31 de dezembro de 2012 e R$377,0 milhões em 31 de dezembro de Em 2013, o impacto no resultado foi negativo em R$179,0 milhões e a posição patrimonial apresentada em 31 de dezembro de 2013 era ativa em R$216,2 milhões. O sistema de tarifação da geração de energia elétrica baseou-se, de forma geral, em tarifa regulada até 2004 e após essa data, em conexão com as mudanças na regulamentação do setor, foi alterada de base tarifária para um sistema de preços definidos pelo mercado. Desta forma, as geradoras de energia elétrica têm a liberdade de participar em leilões de energia elétrica destinados ao mercado regulado, nos quais são estabelecidos um preço-base e a determinação do preço final resulta de um processo competitivo entre os participantes do leilão. Adicionalmente, as geradoras de energia elétrica podem efetuar contratos de venda bilaterais com os consumidores que se enquadrem na categoria de consumidores livres (definição com base na potência demandada em MW). Uma parcela substancial da receita das atividades de geração da Eletrobras depende da comercialização de energia elétrica pela companhia no mercado livre. O sistema de tarifação da transmissão de energia elétrica dos contratos antigos é regulado pela ANEEL e são efetuadas revisões tarifárias periódicas, sendo que, para os novos os contratos de transmissão, é estabelecida uma Receita Anual Permitida RAP, que vigora por todo o prazo de concessão, sendo atualizada anualmente por um índice de inflação e sujeita a revisões periódicas para cobertura de novos investimentos e eventuais aspectos de equilíbrio econômicofinanceiro dos contratos de concessão. O sistema de tarifação da distribuição de energia elétrica é controlado pela ANEEL e tais tarifas são reajustadas anualmente e revisadas a cada período de quatro anos, tendo como base a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da Companhia, considerando os investimentos prudentes efetuados e a estrutura de custos e despesas da empresa de referência. A cobrança pelos serviços ocorre diretamente aos usuários, tendo como base o volume de energia consumido multiplicado pela tarifa autorizada. Risco de crédito Esse risco decorre da possibilidade da Eletrobras e suas controladas incorrerem em perdas resultantes da dificuldade de realização de seus recebíveis de clientes, bem como da inadimplência de instituições financeiras contrapartes em operações. Operações com derivativos, quando realizadas no mercado de balcão, contêm riscos de contraparte que, diante dos problemas apresentados pelas instituições financeiras em 2008 e 2009, mostram-se relevantes. Entretanto, o risco se restringe à perda da proteção contratada por meio dessas operações. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 71 de 486

78 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado A Eletrobras apresenta exposição a riscos financeiros que causam volatilidade em suas demonstrações contábeis, bem como em seu fluxo de caixa. A Eletrobras apresenta relevante descasamento entre ativos e passivos indexados à moeda estrangeira, em especial ao dólar norte americano, proveniente principalmente dos contratos de financiamento com Itaipu Binacional. Adicionalmente, existem exposições à taxa de juros Libor, relativas a contratos de captação externa. Neste contexto, a Política de Hedge Financeiro da Eletrobras tem por objetivo é perseguir a mitigação da exposição às variáveis de mercado que impactem ativos e passivos da Eletrobras e de suas controladas, reduzindo assim os efeitos de flutuações indesejáveis dessas variáveis nas demonstrações contábeis. Com isso, a referida política visa que os resultados da Eletrobras reflitam fielmente o seu real desempenho operacional e que o seu fluxo de caixa projetado apresente menor volatilidade. Levando-se em conta as diferentes formas de se realizar o hedge dos descasamentos apresentados pela Eletrobras, a política aprovada elenca uma escala de prioridades, privilegiando soluções estruturais, contemplando o balanceamento natural das posições expostas. Posteriormente, também poderão ser analisadas operações com outros tipos de instrumentos financeiros e, finalmente, as operações com derivativos financeiros, as quais apenas serão realizadas de forma complementar e com o intuito exclusivo de proteger aqueles ativos e passivos indexados da Eletrobras e de suas controladas que apresentem algum descasamento, não podendo caracterizar alavancagem financeira ou operação de concessão de crédito a terceiros. No âmbito da Diretoria Financeira há o Comitê de Hedge Financeiro, que tem como função principal definir as estratégias e os instrumentos de hedge a serem apresentados à Diretoria Executiva da Eletrobras. Atualmente, está em vigor um Programa de Operações com Instrumentos Derivativos, cujos pleitos compreendem instrumentos orientados a combater riscos relacionados à taxa de câmbio e taxas de juros. Assim, em 2011 e 2012, foram realizadas operações de hedge de taxa de juros, que foram efetuadas observando todas as regras necessárias para o enquadramento em hedge accounting. A Diretoria da Eletrobras entende que a Companhia apresenta condições financeiras e patrimoniais suficientes para implementar o seu plano de negócio e cumprir as suas obrigações de curto e médio prazo, mediante o uso de seu fluxo de caixa operacional e a obtenção de empréstimos e financiamentos de tempos em tempos, conforme necessário. a) riscos para os quais se busca proteção; A Eletrobras busca proteção contra riscos das variações de taxas de câmbio, de taxas de juros e de risco de crédito. Risco Cambial A Eletrobras apresenta descasamento entre ativos e passivos indexados à moeda estrangeira, em especial ao dólar norte-americano, proveniente principalmente dos contratos de financiamento com a controlada Itaipu Binacional, o que provoca exposição a riscos financeiros que causam volatilidade em suas demonstrações contábeis, bem como em seu fluxo de caixa. Como recurso para proteger-se dessa exposição, a administração da Eletrobras aprovou uma Política de Hedge Financeiro e um Programa de Operações com Instrumentos Derivativos. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 72 de 486

79 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado Risco de Taxa de Juros A Eletrobras é objeto de exposições à taxa de juros Libor, relativas a contratos de captação externa. Além dos riscos já mencionados, existem outros de menor relevância provenientes de contratos concedidos e obtidos. Como recurso para proteger-se dessa exposição, a administração da Eletrobras autorizou a realização de operações de trava de taxas de juros e a Empresa tem também estudado a possibilidade de realizar novas operações. Como mencionado, foram realizadas operações de trava de juros Libor no primeiro semestre de 2011 e no primeiro semestre de 2012 que contemplaram parte da exposição existente na Companhia, havendo previsão que novas operações sejam realizadas a fim de que se proteja a parte ainda exposta a flutuação da Libor. Risco de Crédito As disponibilidades de caixa são aplicadas em um fundo extramercado exclusivo, conforme normativo específico do Banco Central do Brasil. Esse fundo é composto na sua totalidade por títulos públicos custodiados na Selic, não havendo exposição ao risco de contraparte. Em eventuais relações com instituições financeiras, a Companhia tem como prática a realização de operações somente com instituições de baixo risco avaliadas por agências de rating e que atendam a requisitos patrimoniais previamente definidos e formalizados. Adicionalmente, são definidos limites de crédito que são revisados periodicamente. Com o intuito de mitigar este risco, a Eletrobras instituiu uma norma sobre credenciamento de instituições financeiras para fins de realização de operações com derivativos. Esta norma define critérios em relação a porte, rating e expertise no mercado de derivativos, para que sejam selecionadas as instituições que poderão realizar operações com a Eletrobras. Atualmente, a Eletrobras seleciona as 20 melhores instituições financeiras baseadas nos critérios mencionados, como instituições credenciadas a fazerem operações de derivativos com a Companhia. Além disso, a empresa desenvolveu metodologia de controle de exposição às instituições financeiras credenciadas que define limites ao volume de operações a serem realizadas com cada uma delas. Também, está sendo discutido pela Eletrobras um anexo contratual sobre margens de garantia, que será condição prévia para realização de qualquer operação desta natureza. Através deste instrumento contratual irá se reduzir substancialmente a exposição ao risco de contraparte ao longo da vida das operações com derivativos. b) estratégia de proteção patrimonial (hedge); Considerando a Política de Hedge Financeiro da Eletrobras, a estratégia a ser priorizada pela Companhia é a solução estrutural, isto é, a que contempla o conceito de hedge natural. No caso da Eletrobras, a solução estrutural se pauta em trazer passivos, dívida, na mesma moeda em que a empresa tem sua exposição ativa gerada pelos recebíveis de Itaipu Binacional no caso o dólar americano no intuito de reduzir a exposição de balanço a moeda estrangeira. Posteriormente, a ordem de priorização indica perseguir a mitigação da exposição a variáveis de mercado que impactem seus ativos e passivos e de suas controladas através de operações de instrumentos financeiros ou trocas diretas de ativos e passivos com empresas de risco semelhante ao da Companhia e que apresentem situações de desequilíbrio de natureza complementar. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 73 de 486

80 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado Finalmente, para as exposições residuais poderão ser efetuadas operações com instrumentos financeiros derivativos, as quais apenas serão realizadas com o intuito exclusivo de proteger ativos e passivos indexados da Companhia e de suas controladas que apresentem algum descasamento, não podendo caracterizar alavancagem financeira ou operação de concessão de crédito a terceiros. Operações com derivativos, quando realizadas no mercado de balcão, contêm riscos de contraparte que, diante dos problemas apresentados pelas instituições financeiras em 2008 e 2009, se mostram relevantes. Com o intuito de mitigar este risco, a Eletrobras instituiu uma norma sobre credenciamento de instituições financeiras para fins de realização de operações com derivativos. Esta norma define critérios em relação a porte, rating e expertise no mercado de derivativos, para que sejam selecionadas as instituições que poderão realizar operações com a Eletrobras. Atualmente, a Eletrobras seleciona semestralmente as 20 melhores instituições financeiras baseadas nos critérios mencionados como instituições credenciadas a efetuarem operações de derivativos com a Companhia. Além disso, a Companhia desenvolveu metodologia de controle de exposição às instituições credenciadas que define limites ao volume de operações a serem realizadas com cada uma delas. A Eletrobras envida esforços para que todas as operações com derivativos a serem realizadas pela Eletrobras sejam enquadradas no conceito de hedge de proteção, ratificando, com isso, o intuito único e exclusivo de realizar hedge com tais posições. Essa medida contrapõe o risco de liquidação descasada das posições de hedge com os seus respectivos objetos, visto que os fluxos financeiros de ambos sempre estarão casados. c) instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge); Em 2011 foi ampliado o Programa de Operações com Instrumentos Derivativos, o qual abrangeu, além dos descasamentos de moeda até o período de dezembro de 2012, também as exposições à taxa de juros existentes em tal período. A Eletrobras vem realizando estudos e discutindo, através do Comitê de Hedge Financeiro, a realização de operações de Swap de Taxa de Juros com o intuito de neutralizar a volatilidade dos contratos de captação realizados à Libor de 6 meses. De acordo com os contratos de swap de taxa de juros, a Eletrobras concorda em trocar a diferença entre os valores de taxas de juros prefixadas e pós fixadas calculados a partir do valor nocional acordado. Tais contratos permitem a Eletrobras mitigar o risco de alteração nas taxas de juros sobre o valor justo da dívida emitida com taxa de juros fixa e nas exposições do fluxo de caixa da dívida de taxa variável emitida. O valor justo dos swaps de taxa de juros no encerramento do exercício é determinado pelo desconto dos fluxos de caixa futuros, utilizando as curvas no encerramento do exercício e o risco de crédito inerente para esse tipo de contrato, e está demonstrado a seguir. A taxa de juros média está baseada nos saldos a pagar em aberto no encerramento do exercício. Em 2011 a Companhia realizou operações de trava de juros Libor com valor nocional de US$ 390 milhões com vencimento em 2015 e US$ 150 milhões com vencimento em Durante o primeiro semestre de 2012, novas operações de trava de juros Libor foram realizadas, num montante total de US$ 500 milhões para vencimento em 2017 e A tabela a seguir demonstra o valor do principal e os prazos remanescentes dos contratos de swap de taxa de juros em aberto em 31 de dezembro de 2013: Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 74 de 486

81 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado Montantes contratados (nocional) (R$ milhões) Valores Justos (R$ milhões) Taxas utilizadas Vencimento 31/12/ /12/2012 Transação 01/ ,4400% 25/11/2015 (660) (1.139) 02/ ,4900% 25/11/2015 (677) (1.169) 03/ ,2780% 10/08/2020 (6.137) (8.929) 04/ ,3240% 10/08/2020 (12.586) (18.694) 05/ ,1490% 10/08/2015 (1.424) (2.357) 06/ ,2725% 10/08/2015 (3.053) (5.088) 07/ ,1790% 10/08/2015 (2.897) (4.836) 08/ ,1500% 10/08/2015 (2.849) (4.683) 09/ ,6795% 27/11/2020 (47) (1.459) 10/ ,6295% 27/11/ (1.360) 11/ ,6285% 27/11/ (4.074) 12/ ,2195% 29/11/2017 (1.365) (2.607) 13/ ,2090% 29/11/2017 (1.320) (3.009) 14/ ,2245% 29/11/2017 (924) (2.060) 15/ ,1670% 29/11/2017 (1.109) (1.920) 16/ ,1910% 29/11/2017 (829) (2.003) 17/ ,2105% 29/11/2017 (884) (2.070) 18/ ,1380% 29/11/2017 (340) (695) TOTAL (36.848) (68.152) É possível que sejam realizadas novas operações, que abrangem um valor nocional em torno de US$300 milhões em prazos que variam de 2015 a Além da operação de swap de Libor, estratégias de hedge cambial foram analisadas em 2011 e estão sendo implementadas, priorizando as soluções estruturais, em linha com a Política de Hedge Financeiro da Eletrobras. Dessa forma, foram captados em 2009 US$ 1 bilhão, por meio da emissão de bônus no mercado internacional, em 2010, US$ 500 milhões junto à CAF, em 2011, US$ 495 milhões junto ao BIRD e US$ 1,75 bilhão por meio de emissão de títulos no exterior (bonds). Dentro dessa estratégia, tem-se levando em conta na estruturação das novas captações, não só o montante total do descasamento, mas também sua disposição ao longo do tempo, com vistas a efetuar tanto o hedge de balanço patrimonial da Eletrobras como o de seu fluxo de caixa. d) parâmetros utilizados para o gerenciamento desses riscos; Conforme identificado nos itens acima, atualmente a Eletrobras possui dois riscos financeiros relevantes: juros e câmbio. Portanto, o parâmetro utilizado para o gerenciamento dos riscos financeiros é o volume da exposição líquida ao câmbio e à taxa Libor. Dessa forma, a Eletrobras acompanha regularmente as suas exposições líquidas cambial de balanço e fluxo de caixa, assim como a exposição liquida de taxa de juros flutuantes, a fim de consubstanciar as análises de riscos que embasam as estratégias de proteção propostas. Assim sendo, todas as estratégias de proteção contra riscos financeiros adotadas pela Eletrobras têm como objetivo a mitigação de tais exposições, sem que haja qualquer caráter especulativo. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 75 de 486

82 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado e) se a Eletrobras opera instrumentos financeiros com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge) e quais são esses objetivos; A Eletrobras opera instrumentos financeiros com o objetivo exclusivo de proteção patrimonial (hedge) e as operações com tais instrumentos serão realizadas apenas de forma complementar e com o intuito exclusivo de proteger ativos e passivos indexados da Eletrobras e de suas controladas que apresentem algum descasamento, não podendo caracterizar alavancagem financeira ou operação de concessão de crédito a terceiros. f) estrutura organizacional de controle de gerenciamento desses riscos; A Eletrobras gerencia seus riscos de mercado por meio do Comitê de Hedge Financeiro, que atua no âmbito da Diretoria Financeira e tem como função principal definir as estratégias e os instrumentos de hedge a serem apresentados à Diretoria Executiva da Eletrobras para aprovação. Adicionalmente, a Companhia possui, a nível corporativo, um Comitê de Riscos, vinculado à sua Diretoria Executiva, e um departamento responsável pela gestão de riscos corporativos e do ambiente de controles internos. O Conselho de Administração da Eletrobras ratificou, em abril de 2011, a Política de Gestão de Riscos das empresas Eletrobras, a qual abrange todas as empresas do grupo e define princípios, diretrizes e responsabilidades no processo de gestão de riscos. A Política de Hedge Financeiro é perfeitamente aderente à política de riscos corporativa. O Comitê de Hedge Financeiro é um órgão não estatutário composto por seis membros, sendo coordenado pelo Diretor Financeiro e com um representante de cada uma das seguintes áreas: (i) DFI Departamento de Administração de Investimentos; (ii) DFO Departamento de Planejamento Orçamentário; (iii) DFC Departamento de Contabilidade; (iv) PGA Departamento de Gestão de Riscos e Conformidade de Controles; e (v) DFN Departamento de Desenvolvimento de Negócios (este sem poder de voto). As principais atividades do Comitê de Hedge Financeiro incluem (i) identificar e monitorar necessidades de hedge do Sistema Eletrobras; (ii) avaliar preliminarmente a adequação das estratégias e dos instrumentos de hedge aos padrões de risco definidos pela Eletrobras; (iii) aprovar instrumentos para fins de hedge financeiro; (iv) aprovar montantes e taxas de referência para contratação dos instrumentos; (v) aprovar momento em que as operações sejam contratadas; e (vi) acompanhar resultados das operações, verificando sua aderência aos mandatos definidos pela Diretoria Executiva da Eletrobras. g) adequação da estrutura operacional e controles internos para verificação da efetividade da política adotada; A Eletrobras executa o monitoramento da gestão de riscos de mercado, bem como os testes de efetividade regulamentares das posições em derivativos, por meio da sua Diretoria Financeira. A adequação dos controles ligados a esses processos é feita pelas áreas de controles internos e auditoria interna. Em paralelo, em linha com o preconizado pela Política de Gestão de Riscos, foram definidos indicadores para garantir o monitoramento das exposições aos riscos de mercado e dos planos de ação, além de seu alinhamento com o perfil de risco definido pela Administração da Eletrobras. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 76 de 486

83 5.3 - Alterações significativas nos principais riscos de mercado No último exercício social não houve alterações significativas nos principais riscos de mercado relativos à Companhia. Contudo, há uma projeção de redução substancial do risco de exposição cambial ao longo dos próximos anos. O atual desequilíbrio é causado pelo excesso de ativos em relação a passivos indexados ao dólar norte americano. Tal excesso de ativos é formado, em sua grande maioria, pelos recebíveis provenientes do contrato de financiamento concedido à controlada Itaipu Binacional. Como o saldo devedor deste contrato vem sendo amortizado ano a ano e, em paralelo, a Eletrobras vem realizando novas captações em moeda estrangeira, o excesso de ativos sobre passivos indexados ao dólar tende a diminuir cada vez mais ao longo do tempo. No exercício social de 2010 a Eletrobras, com base em sua Política de Hedge, aprovou a realização de uma operação de swap de taxa flutuante para fixa, de forma que, com a sua operacionalização em 2011, houve uma redução da exposição da Companhia à taxa de juros Libor. Com novas captações atrelada à taxa flutuante, em novembro de 2011 foi ampliado o mandato de operações de derivativos para mitigação do risco de taxa de juros, e novas operações de trava de taxa de juros Libor foram realizadas em 2011 e É possível que sejam realizadas novas operações, que abrangem um valor nocional em torno de US$300 milhões em prazos que variam de 2015 a PÁGINA: 77 de 486

84 5.4 - Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 78 de 486

85 6.1 / 6.2 / Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM Data de Constituição do Emissor 11/06/1962 Forma de Constituição do Emissor Sociedade por ações de economia mista. País de Constituição Brasil Prazo de Duração Prazo de Duração Indeterminado Data de Registro CVM 28/01/1971 PÁGINA: 79 de 486

86 6.3 - Breve histórico A criação da Centrais Elétricas Brasileiras Eletrobras foi proposta em 1954 pelo então presidente Getulio Vargas, muito embora o respectivo projeto só tenha sido aprovado em 1961, após sete anos de tramitação no Congresso Nacional, no dia 25 de abril daquele ano, quando o então presidente Jânio Quadros assinou a Lei A, autorizando a União a constituir a Eletrobras. No entanto, a constituição da Companhia ocorreu oficialmente no dia 11 de junho de 1962, durante o governo de João Goulart. Inicialmente estabelecida sob a forma de sociedade por ações de capital misto, a Eletrobras tinha como atribuição promover estudos, projetos de construção e operação de usinas produtoras, linhas de transmissão e distribuição de energia elétrica, bem como a celebração dos atos de comércio decorrentes dessas atividades, fazendo com que a Eletrobras passasse a contribuir decisivamente para a expansão da oferta de energia elétrica e o desenvolvimento do país. A Eletrobras assumiu, desde sua constituição, as características de holding - núcleo de um conjunto de concessionárias com grande autonomia administrativa - e a incumbência da gestão dos recursos do Fundo Federal de Eletrificação, o que a transformou rapidamente na principal agência financeira setorial. Inicialmente, a Eletrobras agregou como subsidiárias as empresas já existentes Companhia Hidrelétrica do São Francisco (Chesf), Furnas Centrais Elétricas S.A. (Furnas), Companhia Hidrelétrica do Vale do Paraíba (Chevap) e Termelétrica de Charqueadas S.A. (Termochar), sendo que, em 1964, passou a agregar também outras 10 (dez) subsidiárias que até então faziam parte do grupo American & Foreign Power Company. Entre 1968 e 1973, foram instituídas as subsidiárias Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A. (Eletrosul) e a Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (Eletronorte) e, juntamente com a Administración Nacional de Electricidad, empresa estatal paraguaia, a Itaipu Binacional. A partir de 1967 foram editadas diversas leis voltadas para o crescimento do setor energético no país, tendo sido delegada à Eletrobras a execução da política de energia elétrica da União, enquanto ao Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (Dnaee), criado em 1965, foram delegadas as funções normativas e fiscalizadoras. Com o advento da Lei n 5.899, de 5 de julho de 1973, foi atribuída à Eletrobras a competência para promover, por meio de suas empresas de âmbito regional, a construção e a operação de sistemas de transmissão em alta e extra-alta tensões, visando à integração interestadual dos sistemas e ao transporte de energia elétrica proveniente da Hidrelétrica de Itaipu. Com a primeira crise do petróleo em 1974, o governo do então presidente Ernesto Geisel formulou uma nova política para ampliação do setor energético no país, que previa a construção de hidrelétricas, usinas nucleares e de um centro de pesquisa voltado para o desenvolvimento tecnológico do setor (Cepel), os quais foram estabelecidos durante a década de Durante a década de 1990, a Eletrobras e suas quatro empresas de âmbito regional - Chesf, Furnas, Eletrosul e Eletronorte - foram incluídas no Programa Nacional de Desestatização (PND), passando a Eletrobras a atuar também, transitoriamente, por determinação legal, na distribuição de energia elétrica, por meio de determinadas sociedades que à época eram suas controladas diretas ou indiretas. Presente em todo o Brasil, o Sistema Eletrobras tinha, em 31 de dezembro de 2013, capacidade instalada para a produção de MW ( MW e MW em 31 de dezembro de 2012 e 2011, respectivamente), incluindo metade da potência da usina de Itaipu pertencente ao Brasil, e aproximadamente 64 mil km de linhas de transmissão (aproximadamente 55 mil km e 60 mil km em 31 de dezembro de 2012 e 2011, respectivamente). Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 80 de 486

87 6.3 - Breve histórico Atualmente, a Eletrobras é uma sociedade anônima de economia mista de capital aberto, com ações negociadas na BM&FBOVESPA, nas bolsas de Madri (Espanha) e de Nova York (Estados Unidos). A Eletrobras, atualmente, controla diretamente 13 subsidiárias Amazonas Distribuidora de Energia S.A., Boa Vista Energia S.A., Companhia Energética de Alagoas CEAL, Companhia Energética do Piauí CEPISA, Centrais Elétricas de Rondônica CERON, Companhia de Geração Térmica de Energia Elétricas CGTEE, Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - CHESF, Companhia de Eletricidade do Acre ELETROACRE, Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. ELETRONORTE, Eletrobras Termonuclear S.A. ELETRONUCLEAR, Eletrobras Participações S.A. - ELETROPAR, Centrais Elétricas S.A. ELETROSUL e Furnas Centrais Elétricas S.A.- FURNAS. A Companhia é controladora, em regime de controle conjunto, da Itaipu Binacional - Itaipu, nos termos do Tratado Internacional firmado entre os Governos do Brasil e do Paraguai, da Inambari Geração de Energia S.A., da Centrales Hidroelectricas de Centroamerica S.A.- CHC. e da Rouar S.A. Adicionalmente, a Eletrobras possui o maior centro de pesquisas do Hemisfério Sul, o Centro de Pesquisa de Energia Elétrica - Cepel. A Companhia é controladora indireta ou participa de forma minoritária direta ou indiretamente em diversas outras sociedades nos segmentos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica de forma direta ou por meio de suas controladas. Para maiores informações, vide item 9.1.c deste Formulário de Referência. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 81 de 486

88 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2011: Associação com o Governo do Estado de Goiás na Celg Distribuição AS Celg D r a) evento Associação b) principais condições do negócio Trata-se de uma operação de expectativa de aquisição, por parte da Eletrobras, de até 51% das ações ordinárias representativas do capital social da CELG D, concessionária de distribuição e comercialização de energia elétrica em 237 municípios goianos, o que corresponde a mais de 98,7% do território do Estado, atendendo a cerca de 2,5 milhões de unidades consumidoras, abrangendo uma área de concessão de km². Em 15 de dezembro de 2011, a Eletrobras celebrou com o Estado de Goiás, com interveniência da CELGPAR e da CELG D, um instrumento denominado Protocolo de Intenções, através do qual as partes disciplinaram a formação de grupo de trabalho para desenvolvimento de estudos e produção de documentos necessários para submeter futuramente à Administração das Partes a decisão acerca de se concretizar a transferência do controle acionário da CELG D, através da operação de compra e venda de ações. O referido Protocolo de Intenções assim foi denominado em razão de as partes não terem estabelecido compromissos vinculantes de concretização de qualquer operação de aquisição de controle, seja através de acordo de votos, seja através de compra de ações, mas tão somente teve como escopo reger os estudos para verificar a viabilidade jurídica, econômica, regulatória e técnica de uma futura parceria entre ambas para promover a (i) recuperação técnica, econômica e financeira da CELG D; (ii) a adoção de um modelo de gestão adequado, que possibilite a manutenção, pela CELG D, do padrão de qualidade dos serviços compatível com o requerido pelo Poder Concedente e pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, a busca gradativa dos padrões técnicos e financeiros mais adequados, bem como a transferência de know how em gestão de empresas do setor elétrico brasileiro; (iii) a implementação de melhoria na estrutura de capital da CELG D, com vistas ao saneamento de seu endividamento e redução do custo de capital, associado a um forte programa de racionalização dos custos de operação e Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 82 de 486

89 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas manutenção e (iv) a transferência da gestão e do controle acionário da CELG D para a Eletrobras. Além destes estudos, as Partes, representadas por grupos de trabalhos, deveriam produzir documentos e minutas de instrumentos jurídicos visando submeter as suas respectivas adminitrações para aprovação da operação. Neste sentido, as partes através deste primeiro documento celebrado não assumiram qualquer obrigação vinculativa de negócio futuro ou outorgaram qualquer tipo de poder ou direito a outra parte que pudesse interferir no controle da CELG D ou do mercado de distribuição de energia elétrica do Estado de Goiás. As partes tão somente pactuaram que seriam promovidos estudos e minutas de contratos para futura decisão, se fosse o caso, de associação. Em 21 de dezembro de 2011, foi publicada a Lei estadual nº /2011, que, em seu art. 1º, autoriza o Estado de Goiás a alienar as ações integralizadas correspondente a 51% do capital social da CELG D. Em 27 de dezembro de 2011, o Estado de Goiás celebrou um Contrato de Financiamento com a Caixa Econômica Federal, com garantia da União e interveniência da Eletrobras, CELGPAR e CELG D, com o objetivo de aquele Estado verter recursos financeiros na CELG D, seja por meio aporte para futuro aumento de capital AFAC, na CELGPAR, para posterior operação de AFAC na CELG D, seja por meio de quitação de dívidas do Estado de Goiás com a CELG D, cujos recursos tem destinação vinculada na forma do Plano de Uso de Recursos anexo ao Contrato de Financiamento. Destaca-se que a Eletrobras assinou este Contrato de Financiamento como interveniente, em razão dos estudos em andamento durante a vigência do Protocolo de Intenções e também devido ao fato da Eletrobras e outras empresas por ela controladas serem as maiores credoras da CELG D. No entanto, novamente, através de cláusula expressa neste Contrato de Financiamento firmado com a Caixa Econômica Federal, restou claro que a Eletrobras não tinha qualquer obrigação de compra de ações ou de controle daquela Companhia ou fazer qualquer novação ou repactuação de suas dívidas. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 83 de 486

90 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Ato contínuo, a operação ora submetida à aprovação obteve autorização legislativa federal, quando, em 05 de março de 2012, foi publicada a Medida Provisória nº 559/2012, que, em seu art. 1º, autorizou a Eletrobras a adquirir o controle acionário da CELG D, mantida esta autorização no art. 1º da Lei nº /2012, lei de conversão da referida Medida Provisória. Ressalte-se que a aludida Medida Provisória nº 559/2012, convertida na Lei nº /2012, autorizou a Eletrobras não apenas a adquirir no mínimo 51% das ações ordinárias da CELG D, mas também a aquisição do controle, controle este que pode ser exercido através de acordo de votos, na forma do artigo 116 da Lei nº 6.404/1976. Em suas tratativas balizadas pelo desenho da operação previsto no Protocolo de Intenções, a operação de aquisição do controle acionário da CELG D por parte da Eletrobras foi estruturada por meio do instrumento denominado Acordo de Gestão, celebrado entre o Estado de Goiás, a Eletrobras, a CELGPAR, a CELG D, com interveniência da CELG GT, em 24 de abril de 2012, onde as partes acordaram a indicação de administradores da CELG D por parte da Eletrobras, antes mesmo da aquisição das ações representativas de 51% do capital social da CELG D (nos termos do Acordo de Gestão). Considerando que a CELG D é qualificada como subsidiária integral da CELGPAR, as partes inicialmente acordaram em promover o fechamento de capital da CELGPAR e posterior transferência das ações representativas do capital social da CELG D para o Estado de Goiás, o acionista controlador da CELGPAR, viabilizando a transferência do controle acionário da CELG D do Estado de Goiás para Eletrobras, na forma da Cláusula Nona do referido Acordo de Gestão, entre outras obrigações das partes. No entanto, algumas dificuldades foram verificadas na concretização desta operação nestes termos, razão pela qual as Partes envolvidas pretendem agora é que a aquisição do controle acionário da CELG D pela Eletrobras ocorra através de compra direta das ações da CELG D entre CELGPAR e Eletrobras, com a interveniência e assunção de obrigações pelo ESTADO. A Eletrobras e a CELGPAR deverão assinar Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 84 de 486

91 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas uma Promessa de Compra e Venda ("Promessa"), através da qual a CELGPAR assume o compromisso irretratável de venda, e a Eletrobras assume o compromisso irretratável de compra, de 51% (cinquenta e um por cento) das ações ordinárias representativas do capital social da CELG D, o que deverá ser efetivado especialmente após a observância dos procedimentos previstos no artigo 253 da Lei S.A e também de aumento de capital a ser feito pela CELGPAR na CELG D para que seu patrimônio líquido se torne positivo. O Estado de Goiás, enquanto acionista de 99,7029% do capital social da CELGPAR, não exercerá o direito de preferência previsto no artigo 253 para adquirir ações da CELG D, mas, através da mesma Promessa prevista no item acima, cederá tal direito à Eletrobras, incluindo o direito ao rateio de sobras de ações da CELD D, permitindo que a Eletrobras adquira até 51% (cinquenta e um por cento) das ações da CELG D. Os minoritários da CELGPAR, excluindo a Eletrobras, detém o total de 0,2270% do capital social da CELGPAR, então o máximo que eles poderão adquirir dos 51% das ações da CELG-D colocadas a venda para a Eletrobras é 0,1158% por cento. Conclui-se, portanto, que a Eletrobras poderá adquirir no mínimo 50,88% (cinquenta por cento e oitenta e oito centésimos de por cento) e no máximo 51% (cinquenta e um por cento) das ações da CELG D, ao final do processo, o que configurará de qualquer forma a aquisição do controle acionário da CELG D. O direito de preferência (direito essencial) dos acionistas minoritários da CELGPAR de comprar ações da CELG D, na proporção da suas participações na CELGPAR, será devidamente respeitado, porém os acionistas minoritários não têm quorum suficiente para reprovar a referida venda. Assim, a alternativa garantida em lei aos acionistas minoritários da CELGPAR é exercer ou não o direito de comprar ações da CELG D, quando da alienação de 51% de suas ações, se tornando sócio da CELG D. Gravitam em torno da operação, ainda, um Acordo de Acionistas celebrado entre o Estado de Goiás e a Eletrobras, com interveniência da CELGPAR e um Termo de Cooperação Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 85 de 486

92 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas celebrado entre o Estado de Goiás e a CELG D, com interveniência da Eletrobras, ambos assinados em conjunto com o Acordo de Gestão, em 24 de abril de Atualmente, como uma das condições para a concretização da operação pela definição do valor da operação, está em curso uma Due Diligence independente que fará o valuation da CELG D, e, caso o Valor Presente Líquido (VPL) determinado pelo fluxo de caixa futuro trazido a valor presente por uma taxa de desconto - da análise seja maior ou igual à zero, a Eletrobras comprará no mínimo 50,88% (cinquenta por cento e oitenta e oito centésimos de por cento) e no máximo 51% (cinquenta e um por cento) das ações ordinárias da CELG D. Considerando que o Estado e Eletrobras reconhecem que a eventual renovação do Contrato de Concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica, outorgado à CELG D, dependerá do esforço conjunto empregado pelo Estado e Eletrobras para alcançar a recuperação técnica e econômicofinanceira da CELG D, as Partes, em comum acordo, decidiram que para o valuation da CELG D será considerado o período até o 1º semestre de 2015, sem levar em consideração o período de renovação da concessão. Segundo cronograma previsto pelas parte, previa-se a conclusão da operação em 06 de junho de 2014, pela assinatura do contrato de compra e venda, o que será revisto pelas partes, ainda não sendo possível determinar novo prazo. c) sociedades envolvidas Celgpar e Eletrobras d) 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 do emissor e) quadro societário antes e depois da Não se alterou. operação Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 86 de 486

93 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Aquisição, pela Eletrobras Eletrosul, da Artemis Transmissora de Energia S/A e da Uirapuru Transmissora de Energia S/A a) evento Aquisição b) principais condições do negócio A controlada Eletrosul, em 11 de agosto de 2011, após obter as autorizações necessárias (CADE, ANEEL e BNDES), adquiriu ações, ou 51% do total das ações, da Artemis Transmissora de Energia S.A., e ações, ou 26% do total das ações, da Uirapuru Transmissora de Energia S.A., o que representou, em ambos os casos, a aquisição do controle sobre tais sociedades. Foi utilizado o método de aquisição para a contabilização dos ativos identificáveis adquiridos, passivos assumidos e participação de não controladores. Conforme dispõe o parágrafo nº 42 do pronunciamento técnico CPC 15 (IFRS 3 Business Combination), a Companhia reavaliou sua participação anterior de 49% na Artemis e 49% na Uirapuru pelo valor justo da data da aquisição e reconheceu no resultado do período o ganho resultante, conforme a seguir demonstrado. (a) Artemis Transmissora de Energia S/A O valor da transação total foi de R$ mil, correspondentes à diferença da contraprestação transferida em caixa no valor de R$ mil e o valor do direito aos dividendos não pagos à Cymi Holding no valor de R$ mil, e decorreu do exercício do direito de preferência para a aquisição das ações. A aquisição da participação acionária proporcionou à Eletrosul, através do exercício do direito de preferência, deter o controle da Artemis e apresentará como vantagem, a sinergia dos fluxos financeiros, posto que o montante dos dividendos relativos a parcela adquirida passará a integrar o fluxo de caixa, bem como implicará em benefícios de centralização da administração e redução dos custos de transação, quando da efetivação da incorporação. Em 11 de janeiro de 2013, a assembleia geral de acionistas da Eletrosul aprovou a incorporação da Artemis, passando a exercer suas atividades diretamente. (b) Uirapuru Transmissora de Energia S/A O valor da transação total foi de R$ mil, correspondentes à diferença da contraprestação transferida em caixa no valor Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 87 de 486

94 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas de R$ mil e o valor do direito aos dividendos não pagos à Cymi Holding no valor de R$ mil, e decorreu do exercício do direito de preferência para a aquisição das ações. A aquisição da participação acionária proporcionou à Eletrosul, através do exercício do direito de preferência, deter o controle da Uirapuru e apresentará como vantagem a sinergia dos fluxos financeiros, posto que o montante dos dividendos relativos a parcela adquirida passará a integrar o fluxo de caixa, bem como implicará em benefícios de centralização da administração e redução dos custos de transação. c) sociedades envolvidas Eletrobras Eletrosul, Artemis Transmissora de Energia S/A e Uirapuru Transmissora de Energia S/A d) 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 do emissor e) quadro societário antes e depois da operação (a) Artemis Como resultado da operação, a Eletrobras Eletrosul passou a deter o controle acionário sobre as sociedades, passando a deter 75% do total do capital da Uirapuru Transmissora de Energia S/A e a totalidade dos ativos da extinta Artemis Transmissora de Energia S/A. Vide abaixo. Antes da operação, o capital social da Artemis era dividido da seguinte forma: Cymi Holding S.A. com 51% das ações e Eletrobras Eletrosul com 49% das ações. Após a operação, o capital social da Artemis passou a ser detido exclusivamente pela Eletrobras Eletrosul. Em 11 de janeiro de 2013, a assembleia geral de acionistas da Eletrosul aprovou a incorporação da Artemis, resultando assim em sua extinção. (b) Uirapuru Antes da operação, o capital social da Uirapuru era dividido da seguinte forma: Cymi Holding S.A. com 51% das ações e Eletrobras Eletrosul com 49% das ações Após a operação, o capital social da Uirapuru passou a ser dividido da seguinte forma: Eletrobras Eletrosul com 75% das ações e Fundação Eletrosul de Prev. e Ass. Social ELOS com 25% das ações. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 88 de 486

95 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2012: Saneamento Financeiro da Companhia de Eletricidade do Amapá CEA a) evento Assinatura de Protocolo de Intenções b) principais condições do negócio A Eletrobras assinou juntamente com o Governo do Estado do Amapá, em 12 de novembro de 2012, um protocolo de intenções, visando à participação no processo de saneamento financeiro da empresa Companhia de Eletricidade do Amapá - CEA. Este processo previa que a Eletrobras assumisse o controle da CEA, por meio da aquisição do controle acionário da companhia. A Eletrobras e o Governo do Estado do Amapá celebrariam inicialmente um Acordo de Acionistas e um Acordo de Gestão, visando à recuperação econômico-financeira da empresa CEA que, após implementação de todos os seus termos, previa uma operação de compra, pela Eletrobras, do controle acionário daquela empresa. Para isto, a Eletrobras assumiria, após a celebração de tais Acordos, a gestão executiva da CEA, por meio da sua representação majoritária no Conselho de Administração e indicação dos membros da Diretoria Executiva da CEA os quais seriam posteriormente substituídos por profissionais contratados no mercado. Neste processo o Governo do Estado do Amapá receberia financiamento do Governo Federal, com a finalidade de quitação das dividas da CEA junto ao Sistema Eletrobras e outros fornecedores, além de um Plano de Contingências que seria encaminhado à aprovação da ANEEL. No entanto, em vista da decisão da Eletrobras de não adquirir, neste momento, quaisquer ações da CEA detidas pelo Estado do Amapá, restou definido que o referido protocolo de intenções seria substituído por um acordo de acionistas celebrado entre a Eletrobras e o Governo do Estado do Amapá, visando à assunção de gestão compartilhada da CEA. Em junho de 2013, a Eletrobras solicitou ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica CADE, autorização prévia para assinatura de tal acordo de acionistas. Em 12 de setembro de 2013, foi assinado o referido acordo de acionistas entre a Eletrobras e governo do Estado do Amapá, o qual não representa aquisição de controle acionários da CEA. Em outubro de 2013 a Eletrobras assumiu a gestão da CEA, sem adquirir participação acionária e, não havendo sido determinado Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 89 de 486

96 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas prazo para tal aquisição. c) sociedades envolvidas Governo do Estado do Amapá e Eletrobras d) 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 do emissor e) quadro societário antes e depois da Não se alterou. operação Saneamento Financeiro da Companhia Energética de Roraima CERR a) evento Assinatura de Protocolo de Intenções b) principais condições do negócio A Eletrobras assinou, em 26 de novembro de 2012, juntamente com o Governo do Estado de Roraima, um protocolo de intenções, visando à participação no processo de saneamento financeiro da empresa Companhia Energética de Roraima - CERR. Este processo previa que a Eletrobras poderá assumisse o controle da CERR, por meio da aquisição do controle acionário da companhia. A Eletrobras e o Governo do Estado de Roraima celebrariam inicialmente um Acordo de Acionistas e um Acordo de Gestão, respeitadas as autorizações necessárias, visando à recuperação econômico-financeira da CERR que, após implementação de todos os seus termos, previa uma operação de compra, pela Eletrobras, do controle acionário daquela empresa. Para isto, a Eletrobras assumiria, após a celebração de tais Acordos, a gestão executiva da CERR, por meio da sua representação majoritária no Conselho de Administração e indicação dos membros da Diretoria Executiva da CERR, os quais seriam posteriormente substituídos por profissionais contratados no mercado. Neste processo o Governo do Estado de Roraima deveria obter financiamento, com a finalidade de quitação das dívidas da CERR junto ao Sistema Eletrobras e outros fornecedores, além de um Plano de Contingências que seria encaminhado à aprovação da ANEEL. No entanto, em vista da decisão da Eletrobras de não adquirir, neste momento, quaisquer ações da CERR detidas pelo Estado de Roraima, restou definido que o referido protocolo de intenções seria substituído por um acordo de acionistas celebrado entre a Eletrobras e o Governo do Estado do Roraima, visando à assunção de gestão compartilhada da CERR. Em junho de 2013, a Eletrobras solicitou ao Conselho Administrativo de Defesa Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 90 de 486

97 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Econômica CADE, autorização prévia para assinatura de tal acordo de acionistas. Em 12 de setembro de 2013, foi assinado o referido acordo de acionistas entre a Eletrobras e governo do Estado de Roraima, o qual não representa aquisição de controle acionários da CERR. Em outubro de 2013 a Eletrobras assumiu a gestão da CERR, sem adquirir participação acionária e, não havendo sido determinado prazo para tal aquisição. c) sociedades envolvidas Governo do Estado de Roraima e Eletrobras d) 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 do emissor e) quadro societário antes e depois da Não se alterou. operação Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2013: Processo de desverticalização da subsidiária Amazonas Distribuidora de Energia S.A. a) evento Desverticalização da Amazonas Distribuidora de Energia S.A. b) principais condições do negócio A subsidiária integral da Amazonas Distribuidora de Energia S.A. Amazonas Energia, aprovou, em assembleia geral extraordinária realizada em 04 de abril de 2013, a criação de uma subsidiária integral com o intuito de segregar os seus ativos e operações de geração e transmissão dos seus ativos e operações de distribuição, conforme exigido pela legislação. A Amazonas Energia é uma concessionária de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que opera no Sistema Isolado da Região Norte do Brasil, motivo pelo qual estava expressamente excluída da vedação legal que não permite que concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica que operem no Sistema Interligado Nacional SIN, desenvolvam atividades de geração ou transmissão de energia elétrica, bem como sejam coligadas ou controladas por concessionárias ou autorizadas que desenvolvam atividades de geração de energia elétrica no SIN. Contudo, diante da previsão de interligação ao Sistema Isolado da Região Norte ao SIN, a Amazonas Energia passará a ser submetida a tal vedação legal, e terá um prazo de 18 meses a contar da data de interligação de tais sistemas para implementar as adequações necessárias. Dessa forma, foi criada uma Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 91 de 486

98 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas subsidiária integral da Amazonas Energia, denominada Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A., para a qual serão vertidos os ativos e passivos relativos às atividades de geração e transmissão de energia, incluídas as outorgas decorrentes destes, detidos pela Amazonas Energia. Em agosto de 2013, a Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, por meio da Resolução Normativa nº 4.244/2013, anuiu à desverticalização da Amazonas Energia. A concretização da referida operação ainda depende de diversas autorizações e iniciativas em diferentes esferas. c) sociedades envolvidas Amazonas Distribuidora de Energia S.A. d) 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 do emissor e) quadro societário antes e depois da operação Como resultado da operação, os ativos e passivos relativos às atividades de geração e transmissão de energia, incluídas as outorgas decorrentes destes, serão transferidos da Amazonas Distribuidora de Energia S.A para a Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A, subsidiária integral da AmE, em fase préoperacional. Não aplicável. Incorporação, pela Eletrobras Eletrosul, da Eólica Cerro Chato I S.A., Eólica Cerro Chato II S.A., Eólica Cerro Chato III S.A., Porto Velho Transmissora de Energia S.A. e Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. a) evento Incorporação b) principais condições do negócio A controlada Eletrobras Eletrosul, em 29 de maio de 2013, aprovou em assembleia geral extraordinária a incorporação das sociedades Eólica Cerro Chato I S.A., Eólica Cerro Chato II S.A., Eólica Cerro Chato III S.A., Porto Velho Transmissora de Energia S.A. e Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A., suas subsidiárias integrais. Considerando que a empresas incorporadas já eram subsidiárias integrais da incorporadora, não houve qualquer impacto sobre as demonstrações financeiras consolidadas da Eletrobras, bem como não houve incidência do artigo 137 da Lei 6.404/76 para os acionistas da Eletrobras. Em março de 2013, a ANEEL decidiu pela transferência das autorizações para exploração das eólicas Cerro Chato I, II e III para a Eletrosul, por meio das Resuluções Autorizativas nº 3.955/2013, 3.956/2013 e 3.957/2013, respectivamente. Adicionalmente, em abril de 2013, a ANEEL anuiu à transferência das concessões detidas pela Porto Velho Transmissora de Energia S.A. e Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 92 de 486

99 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. à Eletrosul, por meio da Resolução Autorizativa nº 4.018/2013. c) sociedades envolvidas Eletrobras Eletrosul, Eólica Cerro Chato I S.A., Eólica Cerro Chato II S.A., Eólica Cerro Chato III S.A., Porto Velho Transmissora de Energia S.A. e Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. d) 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 do emissor e) quadro societário antes e depois da operação Como resultado da operação, as sociedades Eólica Cerro Chato I S.A., Eólica Cerro Chato II S.A., Eólica Cerro Chato III S.A., Porto Velho Transmissora de Energia S.A. e Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. passaram a ser sucedidas, em todos os seus direitos e obrigações, pela Eletrobras Eletrosul. A Eólica Cerro Chato I S.A., Eólica Cerro Chato II S.A., Eólica Cerro Chato III S.A., Porto Velho Transmissora de Energia S.A. e Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. eram subsidiárias integrais da Eletrobras Eletrosul. Após a operação seus ativos passaram a ser propriedade da Eletrosul. Aquisição de participação acionária na Rouar S.A. a) evento Aquisição de participação acionária b) principais condições do negócio A Eletrobras adquiriu, em 2013, 50% (cinquenta por cento) de participação acionária na empresa Rouar S.A., representada por ações ao portador com direito a voto, detidas anteriormente pela Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas UTE ( UTE ), pelo montante de $ 172,50 (cento e setenta e dois e cinquenta Pesos Uruguaios), moeda esta que equivalia, à época, a R$ 17,65 reais. A Rouar é uma sociedade com sede em Montevidéu, Uruguai, criada para atuar na área de geração de energia eólica, por meio de instalação e desenvolvimento de parques eólicos. A Rouar é responsável pela implantação do Parque Eólico Artilleros (65 MW), localizado no Departamento de Colonia, Uruguai, e com entrada em operação prevista para Será celebrado acordo de acionistas para regular a gestão compartilhada da sociedade entre os acionistas Eletrobras e UTE. O projeto contemplará o aporte de capital pela Eletrobras até o limite de US$ 23,5 milhões (vinte e três milhões e quinhentos mil dólares norte americanos). Esta aquisição não constitui hipótese de direito de retirada dos acionistas da Eletrobras, uma vez que não configura aquisição de controle de Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 93 de 486

100 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas sociedade e tampouco o preço ultrapassa os limites previstos no inciso II e parágrafo segundo do artigo 256 da Lei 6.404/76. c) sociedades envolvidas Eletrobras e Rouar S.A. d) 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 do emissor e) quadro societário antes e depois da operação Antes da operação, a UTE detinha 100% (cem por cento) das ações ao portador com direito a voto da Rouar S.A. Após a operação, o capital social da Rouar S.A passou a ser dividido da seguinte forma: Eletrobras com 50% das ações ao portador com direito a voto e UTE com 50% das ações ao portador com direito a voto. Incorporação, pela Eletrobras Eletronorte, da Rio Branco Transmissora de Energia S.A. a) evento Incorporação b) principais condições do negócio A controlada Eletrobras Eletronorte, em 30 de dezembro de 2013, após aprovação de sua assembleia geral de acionistas, incorporou a Rio Branco Transmissora de Energia S.A., sociedade que era sua subsidiária integral. Considerando que a empresa incorporada já era subsidiária integral da incorporadora, não houve qualquer impacto sobre as demonstrações financeiras consolidadas da Eletrobras, bem como não houve incidência do artigo 137 da Lei 6.404/76 para os acionistas da Eletrobras. Em dezembro de 2013, a ANEEL anuiu à incorporação e transferência de outorga da concessionária Rio Branco Transmissora de Energia S.A. para a Eletronorte, por meio da Resolução Autorizativa nº 4.454/2013. c) sociedades envolvidas Eletrobras Eletronorte e Rio Branco Transmissora de Energia S.A. d) 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 do emissor e) quadro societário antes e depois da operação Como resultado da operação, a Rio Branco Transmissora de Energia S.A. passa a ser sucedida, em todos os seus direitos e obrigações, pela Eletrobras Eletronorte. A Rio Branco Transmissora de Energia S.A. era uma subsidiária integral da Eletrobras Eletronorte. Após a operação seus ativos passaram a ser propriedade da Eletronorte. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 94 de 486

101 6.6 - Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial Não houve pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial da Companhia. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 95 de 486

102 6.7 - Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 96 de 486

103 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Visão Geral A Eletrobras está envolvida, diretamente e por meio de suas subsidiárias, na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica no Brasil. Em 31 de dezembro de 2013, a Eletrobras detinha aproximadamente 34%% da capacidade instalada de geração de energia elétrica no Brasil (aproximadamente 35% em 31 de dezembro de 2012). Por meio de suas subsidiárias, a Eletrobras também era responsável por aproximadamente 50%% da capacidade instalada de transmissão acima de 230 kv no Brasil em 31 de dezembro de 2013 (aproximadamente 53% em 31 de dezembro de 2012). As receitas da Eletrobras decorrem principalmente de: geração de energia elétrica e sua venda para as empresas distribuidoras de energia elétrica e para os consumidores livres; a transmissão de energia elétrica em favor das outras concessionárias de energia elétrica; e a distribuição de energia elétrica para os consumidores finais. Para o exercício findo em 31 de dezembro de 2013, 70,0%, 18,6% e 18,9% da receita líquida da Eletrobras (após as eliminações) decorreram, respectivamente, de suas atividades de geração, transmissão e distribuição de energia, e a receita líquida da Eletrobras foi de R$ milhões, comparado a R$ milhões para o exercício findo em 31 de dezembro de Estratégias da Companhia Os principais objetivos estratégicos da Eletrobras são alcançar um crescimento sustentável e rentabilidade, mantendo sua posição de liderança no setor elétrico brasileiro. Para atingir estes objetivos, as principais estratégias da Companhia são as seguintes: Expandir e melhorar a eficiência nos negócios de geração, transmissão e distribuição de energia. Os negócios da Eletrobras são focados em suas operações no mercado brasileiro de geração, transmissão e distribuição de energia. Sua estratégia é a de selecionar e otimizar oportunidades que surjam em leilões para novas usinas de geração e linhas de transmissão, de acordo com a Lei do Setor Elétrico. Por meio do foco nas atividades de geração, transmissão e distribuição, a ELetrobras acredita que será capaz de maximizar seus lucros por meio da melhoria da eficiência na operação e manutenção de seus ativos e da capitalização de oportunidades que surjam a partir de projetos novos (greenfield) ou da aquisição seletiva de ativos existentes. O Plano Estratégico para o período de 2010 a 2020 estabelece, como objetivo, alcançar posição de liderança em produção de energia limpa em 2020, ao mesmo tempo mantendo as taxas de retorno em níveis competitivos. O Plano Diretor de Negócios e Gestão para 2013 a 2017, recentemente aprovado, prevê uma meta de investimentos de R$52,4 bilhões, correspondentes a um objetivo de 13,2 GW novos de capacidade de geração e uma adição de km de linhas de transmissão. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 97 de 486

104 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Estratégia renovada para os negócios de distribuição. Com relação ao segmento de distribuição, desde 2008 a Eletrobras adotou uma estratégia renovada para a gestão de suas distribuidoras, de modo a melhorar sua eficiência operacional. A governança e a administração foram reorganizadas, sendo que todas as companhias hoje possuem o mesmo conselho de administração e o mesmo diretor presidente. Inicialmente, a nova administração focou na melhoria da qualidade dos serviços de cada companhia, bem como no aumento de seus lucros. Processos e políticas foram padronizados de modo a tornar o negócio de distribuição mais eficiente e para centralizar a compra de materiais e serviços, bem como negociações com devedores. Houve substanciais progressos em termos de eficiência, embora a Eletrobras pretenda continuar a desenvolver políticas para reduzir ainda mais as perdas técnicas e comerciais, melhorando a condição financeira dessas subsidiárias. Com esse foco renovado e com recursos e orientação técnica do Banco Mundial, a Eletrobras iniciou um projeto de larga escala denominado Energia +, em A Eletrobras visa a manter elevados padrões de governança corporativa e promover sustentabilidade de modo a valorizar sua marca e a apreciação do mercado com relação às ações de sua emissão. As ações da Eletrobras são listadas no Nível 1 de governança da BM&FBOVESPA e também são listadas na NYSE. A Companhia usa o atendimento às diversas normas aplicáveis das bolsas de valores como um caminho para a contínua implementação de melhores práticas de governança corporativa. Os padrões atuais de governança corporativa da Eletrobras refletem integralmente as orientações do Plano Estratégico para o período de 2010 a 2020 e são incluídos nos manuais de gestão e auditoria, nos regulamentos internos do Conselho de Administração e do Comitê de Auditoria, bem como no Estatuto Social. A Eletrobras acredita que a melhoria de seus padrões de governança corporativa auxiliarão no seu crescimento, aumento da rentabilidade e da participação de mercado, como resultado dos efeitos positivos desses padrões em sua marca, tanto no mercado doméstico quanto internacional. Como parte dessa estratégia, a Eletrobras estabeleceu controles e procedimentos nos termos do Sarbanes Oxley Act de Para maiores detalhes sobre os controles internos da Eletrobras, vide idem 10.6 deste Formulário de Referência. Adicionalmente, a Companhia é signatária do Pacto Global das Nações Unidas, a maior iniciativa de responsabilidade corporative mundial e, pelo sexton ano consecutive, foi selecionada como parte do Índice de Sustentabilidade ISE da BM&FBOVESPA. A Eletrobras também pretende tornar-se parte do Índice de Sustentabilidade Dow Jones. Em 2012, como um passo inicial importante, a Companhia foi incluída no Índice de Sustentabilidade Dow Jones para Mercados Emergentes. A Eletrobras acredita que a participação nesses índices e a listagem em organizaões reconhecidas por terrem os mais rígidos padrões de governança no mundo a permitirão aumentar significativamente sua reputação e pergil globais. A Companhia atua fortemente para manter sua liderança em um mercado cada vez mais competitivo, posicionando-a como uma companhia que enfatiza a responsabilidade social e ambiental como um caminho para a manutenção da sustentabilidade de seus negócios, promovendo boas perspectivas de desenvolvimento de carreira e um bom ambiente de trabalho a seus empregados, bem como excelente padrão de vida para as comunidades que residem próximas a suas plantas e projetos. De modo a manter sua participação de mercado atual, a Eletrobras está comprometida com a expansão de seus negócios de geração, transmissão e distribuição de energia, focando na melhoria do desempenho de seus investimentos bem como de sua eficiência operacional, da reestruturação de seu modelo de gestão e da expansão para mercados internacionais. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 98 de 486

105 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Identificar, seletivamente, oportunidades de crescimento em certos mercados internacionais. De acordo com com o Plano Estratégico para o período de 2010 a 2020, a Eletrobras está conduzindo estudos de viabilidade para a realização de investimentos em países vizinhos, incluindo a Argentina, a Colômbia, Peru, Uruguai e a Nicarágua. O objetivo estratégico da Eletrobras é o de gerar energia nova que possa ser agregada ao Sistema Interligado Nacional e de integrar determinados sistemas elétricos nas Américas. De modo a atingir um crescimento sustentável, a Companhia acredita que certos mercados internacionais de energia elétrica oferecem oportunidades atrativas, que poderiam ser alternativas interessantes ao mercado doméstico. A Eletrobras pretende identificar, de forma seletiva, oportunidades nesses mercados no futuro. A Companhia também pode vir a identificar e buscar alternativas de crescimento fora da América do Sul e da América Central, notadamente na Africa e na América do Norte, incluindo projetos de energia renovável. Estrutura Organizacional As atividades de geração, transmissão e distribuição da Eletrobras são desenvolvidas no Brasil, por meio das seguintes subsidiárias regionais: Itaipu, uma usina em que a Eletrobras e uma entidade governamental paraguaia (ANDE) detêm, cada, uma participação de 50,0%, e que é uma das maiores hidrelétricas do mundo em volume de energia elétrica gerada; Eletrobras Furnas, que desenvolve atividades de geração e transmissão no sudeste e parte do centro-oeste do Brasil; Eletrobras Chesf, que desenvolve atividades de geração e transmissão na região Nordeste do Brasil; Eletrobras Eletronorte, que desenvolve atividades de geração, transmissão e distribuição no norte e parte do centro-oeste do Brasil; Eletrobras Eletronuclear, que possui e opera duas usinas nucleares, Angra 1 e Angra 2, e está construindo uma terceira, Angra 3; Eletrobras Amazonas Energia, que desenvolve atividades de geração, transmissão e distribuição no Estado do Amazonas. A Eletrobras Amazonas Energia opera no interior do Estado do Amazonas, uma área que era atendida,até março de 2008, pela Ceam, que era detida diretamente pela Eletrobras mas não mais existe como uma empresa operacional; Eletrobras Eletrosul, que desenvolve atividades de transmissão no Estado de Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Mato Grosso do Sul e Paraná; Eletrobras Distribuição Piauí, que desenvolve atividades de distribuição no Estado do Piauí; Eletrobras Distribuição Alagoas, que desenvolve atividades de distribuição no Estado de Alagoas; Eletrobras Distribuição Rondônia, que desenvolve atividades de distribuição no Estado de Rondônia; Eletrobras Distribuição Roraima, que desenvolve atividades de distribuição no Estado de Roraima; Eletrobras CGTEE, que possui e opera usinas termelétricas na região sul do Brasil; e Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 99 de 486

106 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Eletrobras Distribuição Acre, que desenvolve atividades de distribuição no Estado do Acre. A Eletrobras é, também, a principal patrocinadora do Cepel, o maior centro de pesquisa tecnológica e desenvolvimento no setor elétrico na América Latina, além de deter participação majoritária na Eletropar, uma empresa holding que detém participações minoritárias nas seguintes distribuidoras brasileiras: (i) AES Eletropaulo Metropolitana de Eletricidade de São Paulo S.A AES Eletropaulo; (ii) Energias do Brasil S.A. Energias do Brasil; (iii) Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista CTEEP; (iv) Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. EMAE; e (v) Companhia Piratininga de Força e Luz CPFL. O organograma a seguir mostra a estrutura acionária da Companhia e suas subsidiárias de forma resumida em 31 de dezembro de 2013 (a Companhia também detém participações minoritárias em 26 empresas de serviços públicos estaduais em todo o Brasil, que não estão indicadas neste organograma): Informações Gerais A Eletrobras foi constituída em 11 de junho de 1962, como uma sociedade de economia mista por prazo indeterminado, sob a denominação social Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Eletrobras. Sua sede está localizada em Brasília-DF e seu escritório executivo está localizado na Avenida Presidente Vargas, nº 409, Edifício Herm. Stolz, CEP , Rio de Janeiro, RJ, Brasil. O telefone do departamento de atendimento aos acionistas é Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 100 de 486

107 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais a) Produtos e serviços comercializados Os principais produtos e serviços comercializados pela Companhia são: (i) a geração de energia elétrica e sua venda para as empresas distribuidoras de eletricidade e para os consumidores livres; (ii) a transmissão de energia elétrica em favor das outras concessionárias de energia elétrica; (iii) a distribuição de energia elétrica para os consumidores finais; e (iv) prestação de serviços de operação e manutenção de usinas e linhas de transmissão nos termos da Lei /2013. Para mais informações acerca das atividades da Companhia, vide item 7.3. deste Formulário de Referência. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 101 de 486

108 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais b) Receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida da Companhia Consolidado (R$ milhões) Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de % do % do Total 2012¹ Total 2011 % do Total 2013¹ Segmento Administração , , Geração , , ,30 Transmissão , , ,60 Distribuição , , ,45 Eliminações ( ) (6,82) ( ) (9,48) - - Outros ,65 Total , , ,00 ¹ A Eletrobras reapresentou suas demonstrações financeiras consolidadas para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 em consequência da adoção, em 1º de janeiro de 2013 (com a correspondente reapresentação do balanço de abertura de 1º de janeiro de 2012), do IFRS 11 (Joint Arrangements) ( IFRS 11 ). A Eletrobras aplicou o IFRS 11 retroativamente a 2012 para fins de comparabilidade, nos termos do IAS 8 (Políticas Contábeis, Mudanças nas Estimativas Contábeis e Erros). A adoção desse novo pronunciamento impactou diversas rubricas das demonstrações financeiras da Eletrobras relativas ao método de contabilização dos resultados de empreendimentos em conjunto (joint ventures), que agora são reconhecidas mediante o uso do método de equivalência patrimonial, em substituição ao método de consolidação proporcional utilizado anteriormente à adoção do IFRS 11. Veja a nota 3C.1 às demonstrações financeiras consolidads para uma descrição desse pronunciamento e de seu impacto nas demonstrações financeiras consolidadas da Eletrobras. A Eletrobras aplicou o IFRS a partir de 1º de janeiro de 2012, com base em aditamentos emitidos com relação aos IFRSs 10, 11 e 12 revisando as diretivas de transição de forma a dispensar a aplicação retroativa integral. Em razão desses aditamentos, a Eletrobras ajustou retroativamente suas demonstrações financeiras para o exercício imediatamente anterior à data inicial de aplicação (1º de janeiro de 2013) ( Período Imediatamente Anterior ). Consequentemente, as informações financeiras para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2013 e 2012 refletem os efeitos do IFRS 11 e essas demonstrações são plenamente comparáveis. Como a Companhia não foi obrigada e não reapresentou suas demonstrações financeiras para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011 (exceto pelos ativos e passivos, que foram reparesentados), essas demonstrações financeiras consolidadas não são diretamente comparáveis às demonstrações financeiras consolidadas para os exercícios de 2012 e Adicionalmente, com relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, a Eletrobras alterou a forma de apresentação de seus segmentos, de forma a melhor ilustrar as operações de cada segmento e melhor refletir a forma como administra seus negócios. Nos termos da nova estrutura de segmentos reportada, a Eletrobras continua segmentando suas operações principais nos mercados brasileiros de geração, transmissão e distribuição de energia. Entretanto, a Companhia não mais eliminará os saldos de operações entre os segmentos. Esta é uma alteração em relação aos exercícios anteriores, em que os saldos dos segmentos foram apresentados líquidos das eliminações entre eles. As informações financeiras da Eletrobras de 31 de dezembro de 2011 são derivadas das demonstrações financeiras consolidadas auditadas da Eletrobras. Tendo em vista que essas demonstrações financeiras e as correspondentes informações financeiras não foram reapresentadas para refletir a alteração na forma de apresentação dos segmentos descrita acima, as mesmas não são comparáveis às demonstrações financeiras consolidadas e às correspondentes informações financeiras para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2012 e Dessa forma, para fins de asseguração da comparabilidade, os números relativos ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 acima foram ajustados conforme os efeitos acima indicados. Para maiores informações sobre os efeitos da adoção de tais normas nas demonstrações financeiras da Eletrobras, vide item 10.4 deste Formulário de Referência. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 102 de 486

109 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais c) Lucro ou prejuízo resultante do segmento e sua participação no lucro líquido da Companhia Consolidado (R$ milhões) Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de % do % do Total 2012¹ Total 2011 % do Total 2013¹ Segmento Administração ( ) 108,24 ( ) 108, Geração (24,55) ( ) 82, ,76 Transmissão ( ) 34,51 ( ) 32, ,14 Distribuição ( ) 38,06 ( ) 9,17 (100) -2,68 Eliminações (56,26) (132,22) - - Outros ,78 Total ( ) 100, , ,00 ¹ A Eletrobras reapresentou suas demonstrações financeiras consolidadas para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 em consequência da adoção, em 1º de janeiro de 2013 (com a correspondente reapresentação do balanço de abertura de 1º de janeiro de 2012), do IFRS 11 (Joint Arrangements) ( IFRS 11 ). A Eletrobras aplicou o IFRS 11 retroativamente a 2012 para fins de comparabilidade, nos termos do IAS 8 (Políticas Contábeis, Mudanças nas Estimativas Contábeis e Erros). A adoção desse novo pronunciamento impactou diversas rubricas das demonstrações financeiras da Eletrobras relativas ao método de contabilização dos resultados de empreendimentos em conjunto (joint ventures), que agora são reconhecidas mediante o uso do método de equivalência patrimonial, em substituição ao método de consolidação proporcional utilizado anteriormente à adoção do IFRS 11. Veja a nota 3C.1 às demonstrações financeiras consolidads para uma descrição desse pronunciamento e de seu impacto nas demonstrações financeiras consolidadas da Eletrobras. A Eletrobras aplicou o IFRS a partir de 1º de janeiro de 2012, com base em aditamentos emitidos com relação aos IFRSs 10, 11 e 12 revisando as diretivas de transição de forma a dispensar a aplicação retroativa integral. Em razão desses aditamentos, a Eletrobras ajustou retroativamente suas demonstrações financeiras para o exercício imediatamente anterior à data inicial de aplicação (1º de janeiro de 2013) ( Período Imediatamente Anterior ). Consequentemente, as informações financeiras para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2013 e 2012 refletem os efeitos do IFRS 11 e essas demonstrações são plenamente comparáveis. Como a Companhia não foi obrigada e não reapresentou suas demonstrações financeiras para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011 (exceto pelos ativos e passivos, que foram reparesentados), essas demonstrações financeiras consolidadas não são diretamente comparáveis às demonstrações financeiras consolidadas para os exercícios de 2012 e Adicionalmente, com relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, a Eletrobras alterou a forma de apresentação de seus segmentos, de forma a melhor ilustrar as operações de cada segmento e melhor refletir a forma como administra seus negócios. Nos termos da nova estrutura de segmentos reportada, a Eletrobras continua segmentando suas operações principais nos mercados brasileiros de geração, transmissão e distribuição de energia. Entretanto, a Companhia não mais eliminará os saldos de operações entre os segmentos. Esta é uma alteração em relação aos exercícios anteriores, em que os saldos dos segmentos foram apresentados líquidos das eliminações entre eles. As informações financeiras da Eletrobras de 31 de dezembro de 2011 são derivadas das demonstrações financeiras consolidadas auditadas da Eletrobras. Tendo em vista que essas demonstrações financeiras e as correspondentes informações financeiras não foram reapresentadas para refletir a alteração na forma de apresentação dos segmentos descrita acima, as mesmas não são comparáveis às demonstrações financeiras consolidadas e às correspondentes informações financeiras para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2012 e Dessa forma, para fins de asseguração da comparabilidade, os números relativos ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 acima foram ajustados conforme os efeitos acima indicados. Para maiores informações sobre os efeitos da adoção de tais normas nas demonstrações financeiras da Eletrobras, vide item 10.4 deste Formulário de Referência. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 103 de 486

110 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais a) características do processo de produção b) características do processo de distribuição Geração Nossa principal atividade é a geração de energia elétrica. As receitas líquidas derivadas das atividades de geração (incluindo receitas financeiras da controladora) representaram 72,2%, 70,6% e 64,7% do total de nossas receitas líquidas (após eliminações) para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 2011, respectivamente. Nos termos da Lei n , de 5 de julho de 1973, e do Decreto n , de 27 de dezembro de 2002, a Eletrobras é responsável pela venda da energia produzida por Itaipu para empresas de distribuição de energia nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil. Em 31 de dezembro de 2013, a Eletrobras possuía uma capacidade instalada de MW, comparado a MW em 31 de dezembro de 2012 e MW em 31 de dezembro de 2011 (considerando os 350MW de Candiota III, que entrou em operação a partir de 03 de janeiro de 2011). O aumento de nossa capacidade instalada ao longo dos períodos indicados reflete o crescimento contínuo da Companhia. Adicionalmente, a Eletrobras possui aproximadamente MW em projetos já planejados no Brasil até 2018, que estão em fase de construção, e a Companhia iniciou estudos de viabilidade para aproximadamente MW adicionais. O mapa abaixo demonstra a localização geográfica de nossos ativos de geração em 31 de dezembro de 2013: PÁGINA: 104 de 486

111 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Processo de Produção O Sistema Eletrobras está presente em todo o Brasil. Em 31 de dezembro de 2013, a Eletrobras detinha 45 usinas hidrelétricas em funcionamento, sem considerar Itaipu, 125 termelétricas (considerando as usinas da Eletrobras Amazonas Energia no sistema isolado), duas usinas nucleares e oito usinas eólicas/solares. Entre as maiores e mais importantes usinas, destacamse: Belo Monte ( MW), Tucuruí (8.535 MW), a parte brasileira de Itaipu Binacional (7.000 MW), o Complexo de Paulo Afonso e Moxotó (4.280 MW), Jirau (3.750 MW), Santo Antônio (3.150 MW), Xingó (3.162 MW), Itumbiara (2.082 MW) e Angra 1 e Angra 2 (1.990 MW). Usinas Hidrelétricas As usinas hidrelétricas, cujo princípio básico é usar a força de uma queda d água para gerar energia elétrica, são utilizadas para fornecer a maior parte da eletricidade primária e eletricidade back-up geradas pela Eletrobras durante períodos de pico de alta demanda, tendo sido responsáveis por 90,7%, 89,6% e 84,4% de toda a energia gerada pela Eletrobras nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2011, 2012 e 2013, respectivamente. Nesse caso, a geração de energia elétrica se dá por meio de aproveitamento do potencial hidráulico existente em um rio. O potencial hidráulico é proporcionado pela vazão hidráulica e pela concentração dos desníveis existentes ao longo do curso de um rio. Isto pode se dar: (i) de forma natural, quando o desnível está concentrado numa cachoeira; (ii) por meio de uma PÁGINA: 105 de 486

112 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais barragem, quando pequenos desníveis são concentrados na altura da barragem; ou (iii) por meio de desvio do rio de seu leito natural, concentrando-se os pequenos desníveis nesse desvio. Basicamente, uma usina hidrelétrica compõe-se das seguintes partes: (i) barragem; (ii) sistemas de captação e adução de água; (iii) casa de força; e (iv) sistema de restituição de água ao leito natural do rio. Cada parte se constitui em um conjunto de obras e instalações projetadas harmoniosamente para operar, com eficiência, em conjunto. A água captada no lago formado pela barragem é conduzida até a casa de força por meio de canais, túneis e/ou condutos metálicos. Após passar pela turbina hidráulica, na casa de força, a água é restituída ao leito natural do rio, por meio do canal de fuga. Dessa forma, a potência hidráulica é transformada em potência mecânica quando a água passa pela turbina, fazendo com que esta gire, e, no gerador - que também gira acoplado mecanicamente à turbina a potência mecânica é transformada em potência elétrica. A energia assim gerada é levada por meio de cabos ou barras condutoras dos terminais do gerador até o transformador elevador, onde tem sua tensão (voltagem) elevada para adequada condução, por meio de linhas de transmissão, até os centros de consumo. Daí, por meio de transformadores abaixadores, a energia tem sua tensão levada a níveis adequados para utilização pelos consumidores. O seguinte esquema representa o processo de geração de eletricidade em uma usina hidrelétrica: Usinas Termelétricas As usinas termelétricas convencionais geram energia elétrica por meio de um processo que consiste em três etapas, a saber: (i) queima de um combustível fóssil, como carvão, óleo ou gás, transformando a água em vapor com o calor gerado na caldeira; (ii) utilização deste vapor, em alta pressão, para girar a turbina, que por sua vez, aciona o gerador elétrico; e (iii) condensação do vapor, transferindo o resíduo de sua energia térmica para um circuito independente de refrigeração, retornando a água à caldeira, completando o ciclo. PÁGINA: 106 de 486

113 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais A potência mecânica obtida pela passagem do vapor por meio da turbina - fazendo com que esta gire e no gerador - que também gira acoplado mecanicamente à turbina - é que transforma a potência mecânica em potência elétrica. A energia assim gerada é levada por meio de cabos ou barras condutoras, dos terminais do gerador até o transformador elevador, onde tem sua tensão elevada para adequada condução, por meio de linhas de transmissão, até os centros de consumo. As usinas termelétricas podem, ainda, operar em ciclo combinado, gerando energia elétrica por meio de um processo que combina a operação de uma turbina à gás, movida pela queima de gás natural ou óleo diesel, diretamente acoplada a um gerador. Nesse caso, os gases de escape da turbina a gás, devido à temperatura, promovem a transformação da água em vapor para o acionamento de uma turbina a vapor, nas mesmas condições descritas no processo de operação de uma termelétrica convencional. O seguinte esquema representa o processo de geração de eletricidade em uma usina termelétrica: Usinas Nucleares Por meio da controlada Eletrobras Eletronuclear, a Eletrobras opera duas usinas de energia nuclear, a saber: Angra 1 e Angra 2. Atualmente, a Eletrobras Eletronuclear está conduzindo as obras de implantação da terceira usina nuclear brasileira, Angra 3, cujo progresso físico global em 31 de dezembro de 2013 correspondia a 46,8%. Uma usina nuclear em muito se assemelha com uma usina térmica convencional. A principal diferença é que enquanto uma usina térmica convencional utiliza uma caldeira para gerar o PÁGINA: 107 de 486

114 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais calor necessário para aquecer a água que se transformará em vapor para fazer girar as pás de uma turbina, em uma usina nuclear o aquecimento da água se dá em um reator nuclear. Nesse caso, o calor é gerado por meio de reações nucleares, que transformam massa em energia. Existem duas formas de aproveitar essa energia para a produção de eletricidade: (i) a fissão nuclear, na qual o núcleo atômico se divide em duas ou mais partículas; e (ii) a fusão nuclear, na qual dois ou mais núcleos se unem para produzir um novo elemento. A fissão do átomo de urânio é a principal técnica empregada para a geração de eletricidade em usinas nucleares. A fissão dos átomos de urânio dentro das varetas do elemento combustível aquece a água que passa pelo reator a uma temperatura de 320 graus Celsius. Para que não entre em ebulição (o que ocorreria normalmente aos 100 graus Celsius), esta água é mantida sob uma pressão 157 vezes maior que a pressão atmosférica. O gerador de vapor realiza uma troca de calor entre as águas deste primeiro circuito e do circuito secundário, que são independentes entre si. Com essa troca de calor, a água do circuito secundário se transforma em vapor e movimenta a turbina que, por sua vez, aciona o gerador elétrico. Esse vapor, depois de mover a turbina, passa por um condensador, onde é refrigerado pela água do mar, trazida por um terceiro circuito independente. A existência desses três circuitos impede o contato da água que passa pelo reator com as demais. O seguinte esquema representa o processo de geração de eletricidade em uma usina nuclear: Concessões Em 31 de dezembro de 2013, a Eletrobras operava seus ativos de geração por meio das seguintes concessões ou autorizações concedidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ): PÁGINA: 108 de 486

115 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Capacidade Instalada (MW) Término da Concessão ou Autorização Início das atividades (ou previsão de início) Concessões/Autorizações Estado Tipo de Usina Eletrobras CGTEE São Jerônimo... Rio Grande do Sul Termelétrica 20,00 Julho de 2015 Abril de 1953 Presidente Médici... Rio Grande do Sul Termelétrica 446,00 Julho de 2015 Janeiro de 1974 Nutepa... Rio Grande do Sul Termelétrica 24,00 Julho de 2015 Fevereiro de 1968 Candiota III... Rio Grande do Sul Termelétrica 350,00 Janeiro de 2024 Janeiro de 2011 Eletrobras Chesf Funil (1)... Bahia Hidrelétrica 30,00 Dezembro de 2042 (8) Março de 1962 Pedra (1)... Bahia Hidrelétrica 20,00 Dezembro de 2042 (8) Abril de 1978 Araras... Ceará Hidrelétrica 4,00 Julho de 2015 Fevereiro de 1967 Curemas... Paraíba Hidrelétrica 3,52 Novembro de 2024 Junho de 1957 Complexo Paulo Afonso e Moxotó (Apolônio)... Bahia Hidrelétrica 4.280,0 Dezembro de 2042 (8) Janeiro de 1955 Sobradinho... Bahia Hidrelétrica 1.050,30 Dezembro de 2022 (8) Abril de 1979 Luiz Gonzaga... Pernambuco Hidrelétrica 1.479,60 Dezembro de 2042 (8) Fevereiro de 1988 Boa Esperança... Piauí/Maranhão Hidrelétrica 237,30 Dezembro de 2042 (8) Janeiro de 1970 Xingó... Sergipe/Alagoas Hidrelétrica 3.162,00 Dezembro de 2042 (8) Abril de 1994 Piloto... Bahia Hidrelétrica 2,00 Julho de 2015 Fevereiro de 1949 Camaçari... Bahia Termelétrica 360,00 Agosto de 2027 Fevereiro de 1979 Dardanelos (7)... Mato Grosso Hidrelétrica 261,00 Julho de 2042 (8) Agosto de 2011 Jirau (9)... Rondônia Hidrelétrica 3.750,00 Agosto de 2043 Outubro de 2013 São Pedro do Lago... Bahia Eólica 30,00 Fevereiro de 2046 Janeiro de 2013 Pedra Branca... Bahia Eólica 30,00 Fevereiro de 2046 Janeiro de 2013 Sete Gameleiras... Bahia Eólica 30,00 Fevereiro de 2046 Janeiro de 2013 Eletrobras Eletronorte Rio Acre... Acre Termelétrica 45,49 Indeterminado Abril de 1994 Rio Branco II... Acre Termelétrica 32,75 Indeterminado Abril de 1981 Rio Branco I... Acre Termelétrica 18,65 Indeterminado Fevereiro de 1998 Santana... Amapá Termelétrica 177,74 Indeterminado Janeiro de 1993 Rio Madeira... Rondônia Termelétrica 119,35 Indeterminado Abril de 1968 Coaracy Nunes... Amapá Hidrelétrica 78,00 Dezembro de 2042 (8) Outubro de 1975 Tucurui... Pará Hidrelétrica 8.535,00 Julho de 2024 Novembro de 1984 Samuel... Rondônia Hidrelétrica 216,75 Setembro de 2029 Julho de 1989 Curuá-Una (2)... Pará Hidrelétrica 30,30 Julho de 2028 Julho de 1977 Senador Arnon Afonso Farias de Mello... Roraima Termelétrica 85,99 Indeterminado Dezembro de 1990 Serra do Navio (5)... Amapá Termelétrica 23,30 Maio de 2037 Novembro de 2008 Electron (TG)... Amazonas Termelétrica 121,10 Indeterminado Junho de 2005 Dardanelos (7)... Mato Grosso Hidrelétrica 261,00 Julho de 2042 (8) Agosto de 2011 Eletrobras Eletronuclear (3) Angra 1... Rio de Janeiro Nuclear 640,00 Indeterminado Janeiro de 1985 Angra 2... Rio de Janeiro Nuclear 1.350,00 Indeterminado Setembro 2000 Eletrobras Eletrosul Cerro Chato I... Rio Grande do Sul Eólica 30,00 Agosto de 2045 Novembro de 2011 Cerro Chato II... Rio Grande do Sul Eólica 30,00 Agosto de 2045 Setembro de 2011 Cerro Chato III... Rio Grande do Sul Eólica 30,00 Agosto de 2045 Maio de 2011 Passo São João... Rio Grande do Sul Hidrelétrica 77,00 Agosto de 2041 Julho de 2012 Mauá... Paraná Hidrelétrica 363,00 Julho de 2042 (8) Novembro de 2012 São Domingos... Mato Grosso do Sul Hidrelétrica 48,00 Dezembro de 2037 Junho de 2013 Barra do Rio Chapéu... Santa Catarina João Borges... Santa Catarina Pequena central hidrelétrica Pequena central hidrelétrica 15,15 Maio de 2037 Fevereiro de ,00 Dezembro de 2034 Julho de 2013 Eletrobras Furnas Corumbá I... Goiás Hidrelétrica 375,00 Novembro de 2014 Abril de 1997 Simplício... Rio de Janeiro/Minas Hidrelétrica 306,00 Agosto de 2041 Junho de 2013 Gerais Serra da Mesa (4)... Goiás Hidrelétrica 1.275,00 Dezembro de 2042 (8) Abril de 1998 Furnas... Minas Gerais Hidrelétrica 1.216,00 Novembro de 2038 Março de 1963 Itumbiara... Minas Gerais/Goiás Hidrelétrica 2.082,00 Fevereiro de 2020 Fevereiro de 1980 Marimbondo... São Paulo/Minas Gerais Hidrelétrica 1.440,00 Dezembro de 2042 (8) Abril de 1975 Peixoto (Mascarenhas de Moraes)... Minas Gerais Hidrelétrica 476,00 Outubro de 2023 Abril de 1973 Porto Colômbia... Minas Gerais Hidrelétrica 320,00 Dezembro de 2042 (8) Abril de 1973 Manso... Mato Grosso Hidrelétrica 212,00 Fevereiro de 2035 Outubro de 2000 Funil (1)... Minas Gerais Hidrelétrica 216,00 Dezembro de 2042 Abril de 1969 Estreito... São Paulo Hidrelétrica 1.050,00 Dezembro de 2042 Janeiro de 1969 PÁGINA: 109 de 486

116 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Capacidade Instalada (MW) Término da Concessão ou Autorização Início das atividades (ou previsão de início) Concessões/Autorizações Estado Tipo de Usina Campos (4)... Rio de Janeiro Termelétrica 30,00 Julho de 2007 Abril de 1977 Santa Cruz... Rio de Janeiro Termelétrica 932,00 Dezembro de 2042 (8) Março de 1967 Peixe Angical (5)... Tocantins Hidrelétrica 452,00 Novembro de 2036 Junho de 2006 Baguari (5)... Minas Gerais Hidrelétrica 140,00 Agosto de 2041 Novembro de 2009 Retiro Baixo (5)... Minas Gerais Hidrelétrica 82,00 Agosto de 2041 Março de 2010 Foz do Chapecó (5)... Rio Grande do Sul Hidrelétrica 855,00 Novembro de 2036 Agosto de 2010 Serra do Facão (5)... Goiás Hidrelétrica 212,60 Novembro de 2036 Outubro de 2010 Santo Antônio... Rondônia Hidrelétrica 3.568,80 Junho de 2043 Março de 2012 Itaipu (6) Itaipu Binacional... Paraná Hidrelétrica ,00 Não aplicável Março de 1985 Eletrobras Amazonas Energia Aparecida... Amazonas Termelétrica 282,05 Indeterminado Fevereiro de 1984 Mauá... Amazonas Termelétrica 738,10 Indeterminado Abril de 1973 Balbina... Amazonas Hidrelétrica 277,50 Março de 2027 Janeiro de 1989 UT CO Cidade Nova... Amazonas Termelétrica 29,70 Indeterminado Agosto de 2008 UT AS São José... Amazonas Termelétrica 73,40 Indeterminado Fevereiro de 2008 UT FO Flores... Amazonas Termelétrica 124,70 Indeterminado Agosto de 2008 UTE Iranduba... Amazonas Termelétrica 66,60 Indeterminado Novembro de 2010 UTE Distrito... Amazonas Termelétrica 51,30 Indeterminado Outubro de 2010 Outras... Amazonas Termelétrica 439,00 Indeterminado - Eletrobras Distribuição Rondônia Rio Vermelho... Rondônia Usinas em Construção Simplício... Rio de Janeiro/ Minas Gerais Pequena Central Hidrelétrica 2,60 Indeterminado Novembro de 1986 Hidrelétrica 306 Agosto de 2041 Fevereiro de 2013 Batalha... Minas Gerais/Goiás Hidrelétrica 52,50 Agosto de 2041 Maio de 2013 São Domingos... Mato Grosso do Sul Hidrelétrica 48,00 Dezembro de 2037 Março de 2013 Barra do Rio Chapéu... Santa Catarina Pequena 15,00 Dezembro de 2035 Janeiro de 2013 Central Hidrelétrica João Borges... Santa Catarina Pequena 19,00 Dezembro de 2035 Abril de 2013 Central Hidrelétrica Angra 3... Rio de Janeiro Nuclear 1.405,00 Indeterminado Junho de 2016 Casa Nova... Bahia Eólica 180,00 Janeiro de 2045 Agosto de 2013 Mauá 3... Bahia Termelétrica 589,61 Indeterminado Abril de 2014 Sociedade de Propósito Específico Jirau (10)... Rondônia Hidrelétrica 3.750,00 Agosto de 2043 Abril de 2013 Santo Antônio (10)... Rondônia Hidrelétrica 3.568,80 Junho de 2043 Março de 2012 Belo Monte... Pará Hidrelétrica ,00 Agosto de 2045 Fevereiro de 2015 Miassaba 3... Rio Grande do Norte Eólica 68,50 Agosto de 2045 Abril de 2013 Teles Pires... Mato Grosso/Pará Hidrelétrica 1.820,00 Dezembro de 2046 Setembro de 2014 Rei dos Ventos 1... Rio Grande do Norte Eólica 58,45 Dezembro de 2045 Junho de 2013 Rei dos Ventos 3... Rio Grande do Norte Eólica 60,12 Dezembro de 2045 Maio de 2013 Complexo do Livramento... Rio Grande do Sul Eólica 78,00 Abril de 2047 Março de 2013 Complexo Santa Vitória do Palmar... Rio Grande do Sul Eólica 258,00 Março de 2047 Novembro de 2013 Complexo Chuí... Rio Grande do Sul Eólica 144,00 Março de 2047 Outubro de 2014 Famosa I... Rio Grande do Norte Eólica 22,50 Maio de 2042 Julho de 2014 Pau-Brasil... Ceará Eólica 15,00 Março de 2042 Julho de 2014 Rosada... Rio Grande do Norte Eólica 30,00 Setembro de 2042 Julho de 2014 São Paulo... Ceará Eólica 17,50 Março de 2042 Julho de 2014 (1) A renovação das licenças ambientais de Funil e Pedra foram requeridas mas ainda não concedidas. Entretanto, isto não afeta as operações de nenhuma das usinas. (2) Esta usina foi transferida pela Celpa à Eletrobras Eletronorte em Dezembro de 2005 como pagamento de dívidas devidas pela primeira à segunda relacionadas a vendas de energia elétrica. (3) As usinas nucleares são autorizadas a operar por 40 anos a partir da data de início de suas operações. Alguns anos antes do vencimento desse prazo, a empresa responsável poderá solicitar uma prorrogação de sua autorização perante a Comissão Nacional de Energia Nuclear ( CNEN ). Para conceder a prorrogação, o CNEN pode solicitar a substituição de determinados equipamentos. Por exemplo, no caso de Angra 1, o CNEN solicitou a substituição do gerador a vapor à época de nosso pedido de prorrogação da autorização por 20 anos. (4) Esta usina não se encontra em estado operacional. (5) Serra do Navio, Peixe Angical, Baguari, Retiro Baixo, Foz do Chapecó, Serra do Facão e Santo Antônio são sociedades de propósito específico nas quais a Eletrobras detém participações de 49,0%, 40,0%, 15,0%, PÁGINA: 110 de 486

117 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 49,0%, 40,0%, 49,5% e 39,0% respectivamente. Os números apontados nesta tabela correspondem à capacidade total de cada usina. (6) Itaipu não opera sob os termos de concessão, mas sim de acordo com um tratado internacional que expira em A Eletrobras detém 50,0% de Itaipu Binacional. (7) Nossas subsidiárias Eletrobras Eletronorte e Eletrobras Chesf detém, cada uma, 24,5% dessa usina. Os valores apontados na tabela refletem a capacidade total da Usina. (8) Renovada nos termos da Lei n /2013. (9) As subsidiárias Eletrobras Eletrosul e Eletrobras Chesf detém, cada uma, 20% dessa planta. O número apontado nesta tabela corresponde à capacidade total da usina. (10) Usinas em fase de teste ou em construção e, consequentemente, operando com capacidade reduzida. Fonte: dados internos da Companhia. Tipos de Usinas As usinas hidrelétricas responderam por 88,0% do total da energia gerada pela Eletrobras em 2013, comparado a 89,7% em 2012 e 90,7% em A Eletrobras também gera energia elétrica por meio de usinas termelétricas e eólicas. As usinas termelétricas responderam por 5,1% do total da energia gerada pela Eletrobras em 2013, comparado a 4,0% em 2012 e 2,9% em Por sua vez, as usinas nucleares representaram 6,9% do total de energia gerado pela Eletrobras em 2013, comparado a 6,3% em 2012 e 6,4% em A tabela abaixo indica o volume total de energia gerado nos períodos indicados, medidos em megawatts/hora, dividido por tipo de usina: Exercício encerrado em 31 de dezembro de (2) ( MWh) Tipo de usina: Hidrelétrica (1) Termelétrica Nuclear Total (3) (1) Considerando 100% da usina de Itaipu. (2) Sem considerar a energia gerada pelas Sociedades de Propósito Específico nas quais detemos participação. (3) Sem considerar os MWh gerados pelas usinas eólicas. Usinas Hidrelétricas As usinas hidrelétricas correspondem à fonte de energia elétrica de melhor eficiência em termos de custo para a Eletrobras, embora esta eficiência dependa significantemente de fatores metereológicos, tal como o volume de chuvas. Com base na experiência da Eletrobras nos diferentes tipos de usinas, a Companhia acredita que os custos de construção de usinas hidrelétricas são maiores que os de usinas termelétricas. Entretanto, a vida útil média de usinas hidrelétricas é mais longa. A Eletrobras usa suas usinas hidrelétricas para fornecer a maior parte da energia gerada pela Companhia durante períodos de pico em épocas de alta demanda. Durante períodos de mudanças abruptas na oferta e demanda, as usinas hidrelétricas também oferecem maior flexibilidade de produção se comparadas a outras formas de geração de energia, tendo em vista que o operador da usina tem condições de instantaneamente aumentar ou diminuir o fluxo de energia dessas usinas, em contraste às usinas termelétricas e nucleares, para as quais qualquer ajuste requer um período de tempo para sua implementação. Em 31 de dezembro de 2013, a Eletrobras possuía e operava 33 usinas hidrelétricas. Adicionalmente, detinha uma participação direta de 50,0% em Itaipu (sendo que os demais 50,0% são detidos por uma entidade governamental paraguaia) e participações indiretas nas usinas de Peixe Angical (40,0%), Jirau (40,0%), Serra do Facão (49,5%), Retiro Baixo (49,0%), Foz do Chapecó (40,0%), Baguari (15,0%), Dardanelos (49,0%) e Santo Antônio (49,0%). A PÁGINA: 111 de 486

118 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Eletrobras detém, ainda, participações indiretas nas usinas de Serra Mesa (48,5%), Manso (70,0%) e Mauá (49,0%). O Operador Nacional do Sistema ( ONS ) é o responsável exclusivo pela determinação, a cada ano, do volume de energia a ser gerado por cada uma das usinas da Eletrobras. Em 31 de dezembro de 2013, a capacidade instalada total das usinas hidrelétricas da Eletrobras era de MW (incluindo 50,0% da geração de Itaipu e as participações acima mencionadas). A tabela a seguir evidencia informações sobre as usinas hidrelétricas detidas pela Eletrobras diretamente e por meio de parcerias em 31 de dezembro de 2013 e para o exercício então findo: Capacidade Instalada (1) Energia Assegurada (2) Início das Operações (MW) Usina hidrelétrica: Funil (Eletrobras Chesf)... 30,0 13, Pedra... 20,0 3, Araras... 4, Curemas... 3,52 1, Piloto, Complexo Paulo Afonso e Moxotó , , Sobradinho ,3 531, Luiz Gonzaga ,6 959, Boa Esperança ,0 143, Xingó , , Coaracy Nunes (3)... 78, Tucurui complex , , Samuel (3) ,8 92, Curuá-Una (3)... 30,3 24, Furnas ,0 598, Estreito ,0 495, Peixoto (Mascarenhas de Morais) ,0 295, Porto Colômbia ,0 185, Marimbondo ,0 726, Itumbiara , , Funil (Eletrobras Furnas) ,0 121, Corumbá I ,0 209, Simplício ,0 192, Serra da Mesa (4) ,0 671, Manso (4) ,0 92, Passo São João... 77,0 41, Mauá(13) ,0 117, São Domingos... 48,0 36, Barra do Rio Chapéu... 15,15 8, João Borges... 19,0 10, Itaipu (6) , , Rio Vermelho... 2,6 2, Balbina (3) , Peixe Angical (5) ,0 271, Baguari (7) ,0 80, Retiro Baixo (8)... 82,0 39, Foz do Chapecó (10) ,0 432, Serra do Facão (9) ,6 182, Santo Antônio (12) , , Dardanelos (11) ,0 154, Jirau (14) , , (1) A capacidade instalada de Itaipu é de MW. Itaipu é detida em partes iguais pelo Brasil e pelo Paraguai. (2) Energia assegurada corresponde ao montante máximo anual que cada usina é autorizada a vender em leilões ou fornecer ao Sistema Interligado Nacional, conforme determinado pelo ONS. Qualquer volume de energia produzida além do limite da energia assegurada é vendida no Ambiente Livre de Contratação. (3) As usinas de Balbina, Curuá-Una, Samuel e Coaracy Nunes integram o sistema isolado e não possuem restrições quanto a volumes de energia assegurada. (4) A Eletrobras detém participações de 48,46% da usina de Serra Mesa e 70,0% da usina de Manso. Os números indicados nesta tabela referem-se à capacidade/utilização integral de cada usina. (5) A Eletrobras detém participação de 40,0% da usina de Peixe Angical. Os números indicados nesta tabela referem-se à capacidade/utilização integral da usina. (6) A Eletrobras detém participação de 50,0% da usina de Itaipu. Os números indicados nesta tabela referem-se à capacidade/utilização integral da usina. (7) A Eletrobras detém participação de 15,0% da usina de Baguari. Os números indicados nesta tabela referem-se à capacidade/utilização integral da usina. PÁGINA: 112 de 486

119 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais (8) A Eletrobras detém participação de 49,0% da usina de Retiro Baixo. Os números indicados nesta tabela referem-se à capacidade/utilização integral da usina. (9) A Eletrobras detém participação de 49,5% da usina de Serra do Facão. Os números indicados nesta tabela referem-se à capacidade/utilização integral da usina. (10) A Eletrobras detém participação de 40,0% da usina de Foz do Chapecó. Os números indicados nesta tabela referem-se à capacidade/utilização integral da usina. (11) A Eletrobras detém participação de 49,0% da usina de Dardanelos. (12) A Eletrobras detém participação de 49,0% da usina de Santo Antônio. Em 31 de dezembro de 2013, a capacidade instalada operacional da usina era de MW. (13) A Eletrobras detém participação de 49,0% da usina de Mauá. (14) A Eletrobras detém participação de 40,0% da usina de Jirau A tabela a seguir descreve as usinas hidrelétricas detidas pela Eletrobras, sua energia assegurada e seu índice de efetiva utilização em 31 de dezembro de A energia assegurada é apresentada nesta tabela em megawatts/hora de forma a permitir sua comparação à energia efetivamente gerada. Energia Assegurada Energia Gerada (1) Índice de Utilização da Capacidade ( MWh) (%) Usinas hidrelétricas: Funil (Eletrobras Chesf) ,01 Pedra ,48 Araras Curemas ,87 Piloto, Paulo Afonso complex and Moxotó ,71 Sobradinho ,73 Luiz Gonzaga ,02 Boa Esperança ,03 Xingó ,66 Coaracy Nunes (2) Tucurui complex ,06 Samuel ,80 Curuá-Una (2) ,22 Furnas ,61 Estreito ,98 Peixoto (Mascarenhas de Morais) ,91 Porto Colômbia ,36 Marimbondo ,02 Itumbiara ,20 Funil (Eletrobras Furnas) ,75 Corumbá I ,48 Simplício ,28 Serra da Mesa (3) ,73 Manso (3) ,22 Passo São João ,23 Mauá (5) ,28 São Domingos ,34 Barra do Rio Chapéu ,48 João Borges ,78 Rio Vermelho ,53 Balbina Total (1) ,81 (1) Excluindo (1) Itaipu, detida conjuntamente pelo Brasil e pelo Paraguai, e (ii) a energia gerada por meio da participação da Eletrobras em Sociedades de Propósito Específico. (2) As usinas de Balbina e Coaracy Nunes integram o sistema isolado e não possuem restrições quanto a volumes de energia assegurada. (3) A Eletrobras detém participações de 48,46% da usina de Serra Mesa e 70,0% da usina de Manso. (4) Este percentual está baseado na utilização operacional média. (5) A Eletrobras detém participação de 49,0% da usina de Mauá. Para maiores informações sobre as usinas hidrelétricas operadas pelas subsidiárias Eletrobras Chesf, Eletrobras Eletronorte e Eletrobras Furnas, vide subitem Concessões acima. Concessionárias de usinas hidrelétricas no Brasil devem pagar taxas pelo uso da água aos estados brasileiros e municípios nos quais a usina está localizada ou nos quais poderá haver PÁGINA: 113 de 486

120 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais inundação de terras pelo reservatório da usina. Essas taxas são estabelecidas de forma independente por cada estado e/ou município, conforme aplicável, são baseadas no montante de energia gerada por cada usina e pagas diretamente aos estados e municípios. O valor total dessas taxas pagas pela Eletrobras nos Estados e Municípios nos quais opera corresponderam a R$406 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, comparado a R$1.668 milhões em 2012 e R$1.329 milhões em Estas taxas são registradas em nossas demonstrações financeiras consolidadas como custos operacionais. Nossas subsidiárias obtiveram concessões para a construção de oito novas usinas hidrelétricas. A tabela abaixo evidencia maiores informações sobre tais usinas: Capacidade Instalada Início da Construção Início das Operações (1) (MW) Novas usinas:... Batalha (3)... 52,5 Junho de 2008 Janeiro de 2014 Santo Antônio (2) ,8 Setembro de 2008 Março de 2012 Belo Monte ,0 Junho de 2011 Fevereiro de 2015 João Borges... 19,0 Junho de 2010 Março de 2013 Teles Pires ,0 Agosto de 2011 Setembro de 2014 Santo Cristo... 19,5 Agosto de 2013 Dezembro de 2014 Coxilha Rica... 18,0 Agosto de 2013 São Manoel ,0 Maio de 2018 Sinop ,0 Abril de 2014 Janeiro de 2018 Jirau (4) ,0 Dezembro de 2009 Setembro de 2013 (1) Datas estimadas com base no cronograma atual das obras. (2) Dezesseis turbinas operando, totalizando 1.128MW de capacidade instalada. (3) A usina de Batalha será operada apenas pela Eletrobras Furnas (4) Uma turbina em operação, totalizando 75MW de capacidade instalada. As usinas de São Domingos, João Borges e Santo Cristo serão operadas por nossa subsidiária Eletrobras Eletrosul. A usina de Teles Pires será operada por nossas subsidiárias Eletrobras Furnas e Eletrobras Eletrosul, juntamente com outros parceiros. A usina de Jirau será operada por nossas subsidiárias Eletrobras Eletrosul e Eletrobras Chesf em parceria com terceiros, e a usina de Belo Monte será operada pela Eletrobras (holding). A Eletrobras pretende financiar a construção dessas usinas a partir de seu fluxo de caixa operacional e, caso necessário, por meio de financiamentos obtidos no mercado de capitais internacional ou perante agências multilaterais. Em 19 de agosto de 2011, o IBAMA concedeu licença de instalação para a Companhia Hidrelétrica Teles Pires, referente à construção da UHE Teles Pires no rio de mesmo nome. A represa da usina será localizada entre os estados do Mato Grosso e do Pará. A Companhia Hidrelétrica Teles Pires é uma Sociedade de Propósito Específico cujos principais acionistas são a Neoenergia (50,1%), a Eletrobras Eletrosul (24,5%), Eletrobras Furnas (24,5%) e a Odebrecht Participações e Investimentos (0,9%). Estas empresas formam o consórcio Teles Pires Energia Eficiente. Usinas Termelétricas Em 31 de dezembro de 2013, a Eletrobras possuía e operava 124 usinas termelétricas. Adicionalmente, detinha uma participação de 49,00% na usina de Serra do Navio. Usinas termelétricas incluem unidades movidas a carvão e a óleo. A capacidade instalada total das usinas termelétricas da Eletrobras, em 31 de dezembro de 2013, correspondia a 4.556MW, em comparação a MW em 31 de dezembro de 2012 e MW em 31 de dezembro de A tabela a seguir evidencia informações sobre as usinas termelétricas da Eletrobras em 31 de dezembro de 2013 e no exercício social então findo: PÁGINA: 114 de 486

121 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Capacidade Instalada Energia Gerada (2) Energia Assegurada (1) (MW) (MWh) (MWh) Usinas termelétricas: P. Médici (Candiota) , S. Jerônimo (Candiota)... 20, Candiota III , Nutepa (Candiota)... 24, Santa Cruz , Campos... 30, Camaçari , Electron... 12, Rio Madeira , Santana , Rio Branco I... 18, Rio Branco II... 32, Rio Acre... 45, Mauá , Senador Arnon Farias de Mello... 85, Aparecida , Cidade Nova... 29, São José... 73, Flores , Distrito... 51, Iranduba... 66, Outras no sistema isolado , Total , (1) A energia assegurada é estabelecida apenas com relação a usinas integrantes to Sistema Interligado Nacional, não sendo aplicável a usinas do sistema isolado. A maioria das usinas termelétricas da Eletrobras integram o sistema isolado. (2) O montante de energia gerado não inclui a energia gerada por meio da participação da Eletrobras em Sociedades de Propósito Específico. Em dezembro de 2005, a subsidiária Eletrobras CGTEE recebeu uma autorização para iniciar a construção de uma expansão da usina termelétrica de Candiota. Esta expansão aumentou a capacidade instalada da usina termelétrica de Candiota em 350 MW e demandou investimentos de aproximadamente R$939 milhões. A construção da expansão foi iniciada em julho de 2006 e o início da operação comercial se deu em janeiro de As usinas termelétricas da Eletrobras operam a base de carvão e/ou óleo. O combustível para as usinas termelétricas é entregue por meio de rodovias, ferrovias, tubulações ou por meio fluvial, de acordo com a localização da usina. Apesar de a Eletrobras não ter alternativas caso o fornecimento desses insumos se torne indisponível ou antieconômico, a Companhia possui capacidade adicional em suas usinas hidrelétricas, e está aumentando seus investimentos em linhas de transmissão que, quando concluídas, permitirão à Eletrobras compensar parcialmente qualquer interrupção no fornecimento. Atualmente, a Eletrobras não está sujeita a volatilidade de preços com relação a esses insumos, já que o Governo Federal e órgãos controlados por este regulam os preços, que são determinados anualmente. A Eletrobras visa operar suas usinas termelétricas em um nível consistente e eficiente, de forma que constituam uma fonte contínua de produção de energia elétrica. As usinas termelétricas são significantemente mais ineficientes e possuem vida útil significantemente inferior às usinas hidrelétricas. A Companhia teve uma despesa bruta com aquisição de combustível para produção de energia de R$1.492 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, comparado a R$709 milhões em 2012 e R$163 milhões em 2011, sendo que estes custos são reembolsados por meio de recursos da Conta de Consumo de Combustíveis ( CCC ), nos termos da lei n , de 9 de dezembro de A Eletrobras recuperou, por meio de reembolsos feitos pela CCC, montante substancial do valor correspondente aos excessos de custos operacionais das usinas termelétricas, que corresponde à diferença entre o custo operacional de uma usina termelétrica e o custo de uma usina hidrelétrica. O Governo Federal criou a CCC em 1973 com o objetivo de constituir reservas PÁGINA: 115 de 486

122 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais financeiras para cobrir os custos do uso, na Rede Básica e no Sistema Interligado Nacional, de usinas termelétricas a base de combustível fóssil (que apresentam custos operacionais mais elevados que usinas hidrelétricas), caso uma situação de falta de oferta de energia criasse a necessidade de aumentar a produção de tais usinas termelétricas. Os consumidores das empresas distribuidoras de energia elétrica no Brasil contribuem anualmente com um montante para a Conta CCC, que funciona, em termos práticos, como um seguro contra situações extraordinárias, tais como uma diminuição do volume de chuvas, que poderia implicar maior utilização das usinas termelétricas. O montante total anual de contribuição é calculado com base nos custos estimados de combustíveis de todas as usinas termelétricas no ano em questão. A partir de tal estimativa, é alocada a cada empresa de distribuição uma contribuição proporcional baseada no total de eletricidade vendida por esta distribuidora no ano anterior. Em 1993, o escopo da Conta CCC foi ampliado para incluir parte dos custos de geração termelétrica de energia em redes isoladas e não integradas localizadas em áreas remontas da região Norte do Brasil. As subsidiárias Eletrobras CGTEE, Eletrobras Amazonas Energia, Eletrobras Distribuição Rondônia e Eletrobras Eletronorte recebem reembolsos da Conta CCC relativos aos custos de combustível de suas usinas termelétricas, reduzindo os custos operacionais de tais usinas. A Eletrobras administra a Conta CCC. Os reembolsos feitos pela Conta CCC relativos aos custos de combustível de usinas termelétricas conectadas à Rede Básica estão sendo descontinuados a partir do desenvolvimento de um mercado atacadista competitivo. Caso a Conta CCC seja totalmente descontinuada, a Eletrobras e suas subsidiárias terão que suportar integralmente os custos operacionais de suas usinas termelétricas. As tabelas abaixo contêm informações sobre a quantidade de combustível adquirida para uso nas usinas termelétricas da Eletrobras e os preços pagos nos períodos indicados: Exercício social encerrado em 31 de dezembro de Tipo de Combustível (milhares de R$) Carvão Óleo leve Óleo pesado Gás Urânio Total Exercício social encerrado em 31 de dezembro de Tipo de combustível Carvão (toneladas) Óleo leve (litros) Óleo pesado (toneladas) Gás (m 3 ) Urânio (kg) Usinas Nucleares As usinas nucleares correspondem a uma fonte de energia relativamente cara para a Eletrobras. O Governo Federal, entretanto, tem interesse estratégico na continuidade da existência de usinas nucleares no Brasil e é obrigado, por lei, a deter a propriedade e controle sobre tais usinas. Assim, a Eletrobras acredita que continuará detendo 99,9% da Eletrobras Eletronuclear. Por meio da Eletrobras Eletronuclear, a Eletrobras opera duas usinas nucleares, Angra 1, com capacidade instalada de 640 MW, e Angra 2, com capacidade instalada de MW. Adicionalmente, a Eletrobras Eletronuclear iniciou a construção de uma nova usina nuclear, conhecida como Angra 3, no segundo semestre de O prazo de construção está estimado entre três e cinco anos e meio. Em 05 de março de 2009, o IBAMA concedeu uma licença de PÁGINA: 116 de 486

123 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais instalação para a Eletrobras Eletronuclear, com validade de seis anos e, em 09 de março de 2009, o CNEN emitiu uma licença parcial de construção à Eletrobras Eletronuclear. Uma vez construída, a Eletrobras estima que Angra 3 terá uma capacidade instalada de MW, e o custo total de construção será de R$13,1 bilhões. A tabela abaixo contém informações sobre as usinas nucleares da Eletrobras em 31 de dezembro de 2013: Capacidade Instalada Energia Gerada Energia Assegurada (1) Início das Operações (2) (MW) (MWh) (MWh) Usina nuclear: Angra de janeiro de 1985 Angra de setembro de 2000 Total (1) A energia assegurada não é determinada pelo ONS ou qualquer outro órgão regulador para as usinas nucleares da Eletrobras. (2) Início das atividades operacionais de Angra 1 em janeiro de 1985 e de Angra 2 em setembro de A Eletrobras estima que Angra 1 operará com 88% de sua capacidade em 2014, em linha com os padrões do setor. Assim, a energia assegurada de Angra 1 em 2014 corresponderá a ,70 MWh/ano. A Eletrobras estima que a Angra 2 operará com 91% de sua capacidade em 2014, em linha com os padrões do setor. Assim, a energia assegurada de Angra 2 corresponderá a ,00 MWh/ano em Tanto Angra 1 quanto Angra 2 utilizam urânio adquirido nos termos de um contrato celebrado com a INB, uma empresa detida pelo Governo Federal e responsável pelo processamento de urânio utilizado em usinas nucleares. Os elementos combustíveis são enviados por meio de caminhões para as usinas nucleares, nos termos do contrato. A Eletrobras Eletronuclear tem a responsabilidade pela entrega segura do combustível. Até o momento, a Eletrobras Eletronuclear (bem como a Eletrobras Furnas, antiga detentora de Angra 1) não apresentou qualquer dificuldade no transporte de combustível para Angra 1 ou Angra 2. Adicionalmente, resíduos nucleares de baixo teor (tais como filtros ou certas resinas) são armazenados em recipientes projetados para este fim em um depósito temporário na área das usinas. Assim como em vários outros países, o Brasil ainda não possui uma solução permanente de armazenamento de resíduos nucleares. Os resíduos nucleares de teor elevado (tal como combustível nuclear usado) são armazenados em células de combustível das usinas (dispositivos de armazenamento localizados na área de resfriamento de combustível). O passivo associado ao descomissionamento das usinas nucleares Angra 1 e Angra 2 passou a ser registrado simultaneamente à entrada em operação das duas unidades, em 1985 e 2000, respectivamente. O montante dessa provisão é fundamentado por um relatório técnico de um grupo de trabalho da Eletrobras Eletronuclear criado em Com relação a Angra 1, o custo estimado de descomissionamento (com data base em 31 de dezembro de 2013) seria de US$432 milhões e, com relação a Angra 2, de US$530 milhões. A vida útil econômica das usinas é estimada em 40 anos. A Eletrobras Eletronuclear registra provisões mensais proporcionais correspondentes ao valor presente dos custos estimados de descomissionamento de Angra 1 e Angra 2. A energia elétrica gerada pela Eletrobras Eletronuclear em 2013 foi vendida de forma pro rata entre um grupo de distribuidoras a um preço regulado, conforme a Resolução ANEEL n.º 1.405/14. Essas vendas resultaram em uma receita fixa de R$1.882 milhões durante o exercício encerrado em 31 de dezembro de Venda da Energia Elétrica Gerada PÁGINA: 117 de 486

124 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais A Eletrobras vendeu, no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, aproximadamente R$ milhões da energia por ela gerada, comparado a R$ milhões em 2012 e R$ milhões em Essas vendas são feitas exclusivamente a empresas distribuidoras de energia (que correspondem à principal fonte de venda da energia gerada) ou a consumidores livres. A Eletrobras detém algumas empresas de distribuição que atuam nas regiões Norte e Nordeste do Brasil, e vende uma parcela relativamente pequena da energia por ela gerada para essas distribuidoras, que não correspondem a um aumento de nossas receitas no segmento de geração, conforme indicado no item Distribuição abaixo. A Eletrobras vende a energia gerada por meio de contratos de fornecimento com consumidores finais industriais e mediante leilões para venda de energia a empresas de distribuição. A tabela abaixo indica as vendas de energia gerada nas regiões atendidas pela Eletrobras nos períodos indicadas, classificadas por tipo: Exercício social encerrado em 31 de dezembro de (milhares de R$) (MWh) (milhares de R$) (MWh) (milhares de R$) (MWh) Tipo de venda: Leilões e contratos iniciais Contratos celebrados no ambiente livre ou contratos bilaterais Itaipu Total Com relação aos contratos de fornecimento, o valor de cada venda é determinado com base em um encargo de capacidade ou em um encargo sobre energia (ou, em certos casos, em ambos). O preço baseado em capacidade é baseado em uma quantidade de capacidade assegurada, especificada em uma quantidade fixa de MW, e independe do volume de energia elétrica efetivamente entregue. De outro lado, o preço baseado em energia é baseado no montante de energia elétrica efetivamente utilizado pelo comprador (expresso em MWh). A aquisição, pela Eletrobras, de energia junto a Itaipu, bem como sua venda para as distribuidoras, são feitas com base em capacidade assegurada (incluindo o pagamento de tarifa de transmissão pago à Eletrobras Furnas). As vendas de energia elétrica realizadas por meio das subsidiárias Eletrobras Chesf e Eletrobras Eletronorte a consumidores finais, especialmente industriais, são faturadas tanto com base em capacidade assegurada quanto com base em energia entregue. No que tange às vendas realizadas por meio de leilões, os convites para participação nos processos são preparados pela ANEEL e, em caso de sucesso, são celebrados contratos de compra e venda de energia com as respectivas empresas de distribuição prevendo um montante de energia proporcional à demanda estimada de tais distribuidoras durante o período contratual. Transmissão Transmissão de Energia Elétrica As receitas do segmento de transmissão da Eletrobras são fixadas anualmente pela ANEEL. As receitas líquidas (incluindo receitas financeiras da controladora) das atividades de transmissão da Eletrobras corresponderam a 19% de sua receita líquida total (após eliminações) no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013 (comparado a 25,5% em 2012 e 26,3% em 2011). A energia gerada pela Eletrobras é transportada por meio da rede de linhas de transmissão brasileira, com aproximadamente km de linhas de transmissão com tensão acima de 230kV detidos pela Eletrobras em 31 de dezembro de 2013 ( km e km em 31 de dezembro de 2012 e 2011, respectivamente). Se incluídas as parcerias mantidas com empresas privadas em sociedades de propósito específico e consórcios, a Eletrobras detinha aproximadamente km de linhas de transmissão acima de 138kV em operação em 31 de dezembro de No Brasil, a maioria das usinas hidrelétricas está localizada a distâncias significativas dos maiores centros urbanos e, portanto, para chegar aos consumidores, um sistema complexo de transmissão foi desenvolvido. As atividades de transmissão de energia PÁGINA: 118 de 486

125 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais envolvem a transmissão da maior parte da energia elétrica das usinas de geração para os sistemas de distribuição localizados nos grandes centros, em voltagens muito altas (de 230kV a 750kV), por meio de uma rede de transmissão. Há um sistema interligado no Brasil que conecta as regiões Norte e Nordeste do país com as regiões Sul e Sudeste. É preciso coordenar os sistemas de transmissão para otimizar os investimentos e custos operacionais e para assegurar a confiabilidade e as condições adequadas de fornecimento de carga por meio da Rede Básica. O mapa abaixo demonstra a localização geográfica de nossos ativos de transmissão em 31 de dezembro de 2013: Concessões de Transmissão Em 31 de dezembro de 2013, as atividades de transmissão da Eletrobras eram conduzidas de acordo com as seguintes concessões outorgadas pela ANEEL (excluindo atividades de transmissão realizadas por meio de sociedades de propósito específico): PÁGINA: 119 de 486

126 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Extensão total Níveis de Voltagem Média de Anos Remanescent es de Concessão (km) (kv) Eletrobras Furnas , ,3 Eletrobras Chesf , ,7 Eletrobras Eletrosul , ,1 Eletrobras Eletronorte , ,2 Eletrobras Amazonas Energia , Não aplicável Devido ao desenvolvimento de potenciais hidrelétricos na região amazônica, que demanda a transmissão de elevadas quantidades de energia, o Brasil desenvolveu o Sistema Interligado Nacional. Uma rede nacional de transmissão dá às geradoras de energia acesso aos consumidores em todas as regiões. A Eletrobras Furnas e a Eletrobras Eletronorte construíram o primeiro sistema de transmissão norte-sul ligando as regiões norte e sul do Brasil, consistindo de aproximadamente 1.250km linhas de transmissão de 500kV e que entrou em operação em Um segundo sistema de transmissão, cuja construção foi financiada pelo setor privado, entrou em operação em A tabela abaixo indica a extensão das linhas de transmissão detidas pela Eletrobras (em quilômetros) por subsidiária e por voltagem em 31 de dezembro de 2013: /500 kv(cd) (1) kv 345 kv 230 kv 138 kv 132/13,8 kv 750 kv Total Empresa: Eletrobras Chesf , ,7 Eletrobras Eletronorte ,0 Eletrobras Eletrosul Eletrobras Furnas , , , , , , ,0 Eletrobras Amazonas Energia , ,9 Total (2) , , , , , , , ,0 (1) CD significa corrente direta. (2) Esta tabela não inclui linhas de transmissão detidas por sociedades de propósito específico nas quais a Eletrobras possui participação. Caso tais linhas de transmissão fossem incluídas, a extensão total seria de km. A tabela a seguir demonstra o percentual do total da rede de transmissão acima de 230kV no Brasil sob a responsabilidade da Eletrobras (números consolidados) em 31 de dezembro de 2013, considerando a participação destes em sociedades de propósito específicos: 750 kv 600 kv (CD) (1) 525/500 kv 400 kv 345 kv 230 kv Total Entidade: Eletrobras ,00 100,00 45,98 0,00 61,97 54,86 56,23 Outros... 0,00 0,00 54,02 100,00 38,03 45,14 43,77 Total ,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 (1) CD significa corrente direta. Exceto com relação a um pequeno percentual das linhas de transmissão da Eletrobras Eletronorte localizadas no sistema isolado, as linhas de transmissão no Sistema Interligado Nacional são totalmente integradas. Em 31 de dezembro de 2013, a Eletrobras detinha aproximadamente 50,0% de todas as linhas de transmissão no Brasil (de 230kV ou tensão superior) e, consequentemente, a Companhia recebeu tarifas pagas por empresas que transmitem energia elétrica por meio dessas linhas. As receitas operacionais líquidas correspondentes a tais tarifas corresponderam a R$4.203 milhões no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, comparado a R$6.741 milhões em PÁGINA: 120 de 486

127 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 2012 e R$7.779 milhões em A Eletrobras, por possuir também atividades de geração de energia, também arca com tarifas relacionadas à transmissão de energia junto a linhas de transmissão que não são detidas pela Companhia. Considerando a totalidade das linhas de transmissão no Brasil (de 230kV ou tensão superior), isso significa que a Eletrobras arca com tarifas de transmissão com relação a 44% do total de linhas de transmissão no Brasil. As perdas de eletricidade no sistema de transmissão da Eletrobras corresponderam, no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, a aproximadamente 2% do total da energia elétrica transmitida no sistema. A Eletrobras opera suas atividades como parte de um sistema elétrico nacional integrado e coordenado para todo o Brasil. A Lei das Concessões autoriza a Eletrobras a cobrar tarifas pelo uso de seu sistema de transmissão por outras empresas elétricas. Por meio da subsidiária Eletrobras Furnas, é cobrada uma tarifa referente à transmissão da energia elétrica gerada em Itaipu e adquirida para revenda (de R$1.528,79 por MW/mês a partir de 31 de dezembro de 2013). A tarifa de transmissão para a energia de Itaipu é utilizada para remunerar a Eletrobras Furnas, que detém a respectiva linha de transmissão, pela disponibilização do sistema para uso exclusivo das instalações. Este sistema é composto pelas linhas de transmissão Itaipu / Ivaiporã (750 kv) e Itaipu / Ibiuna (600 kv CD), que não integram a Rede Básica. Expansão das Atividades de Transmissão As principais empresas de transmissão da Eletrobras participaram de uma iniciativa de planejamento relacionada à expansão da rede de transmissão do Programa de Ações Estratégicas 2009/2012 (PAE) por meio do Grupo de Estudos Regional em Transmissão (GET), responsável por tais iniciativas de expansão regionalmente. Adicionalmente, tais empresas de transmissão participaram nos estudos de integração das redes regionais e usinas. As iniciativas do PAE incluíram, dentre outras, estudos sobre a integração da usina hidrelétrica de Belo Monte, focando em meios alternativos de transmissão para permitir a distribuição da energia elétrica da usina de Belo Monte para as regiões Norte, Nordeste e Sudeste do Brasil. Distribuição Distribuição de Energia Elétrica A Eletrobras opera atividades de distribuição de energia elétrica. As receitas líquidas das atividades de distribuição (incluindo receitas financeiras da controladora) corresponderam a 18,9% do total das receitas líquidas da Companhia (após eliminações) no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, comparado a 16,7% no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 e 8,3% em Empresas de Distribuição As seguintes empresas do Sistema Eletrobras são responsáveis por atividades de distribuição, nos termos de concessões outorgadas pela ANEEL: Eletrobras Distribuição Roraima: responsável pela distribuição de energia para a cidade de Boa Vista, no estado de Roraima, nos termos de concessão com vigência até 07 de julho de 2015; Eletrobras Amazonas Energia: responsável pela distribuição de energia para a cidade de Manaus, estado do Amazonas, nos termos de concessão com vigência até 07 de julho de 2015; PÁGINA: 121 de 486

128 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Eletrobras Distribuição Alagoas: responsável pela distribuição de energia no estado de Alagoas, nos termos de concessão com vigência até 12 de julho de 2015; Eletrobras Distribuição Piauí: responsável pela distribuição de energia no estado de Piauí, nos termos de concessão com vigência até 12 de julho de 2015; Eletrobras Distribuição Rondônia: responsável pela distribuição de energia no estado de Rondônia, nos termos de concessão com vigência até 12 de julho de 2015; e Eletrobras Distribuição Acre: responsável pela distribuição de energia no estado de Acre, nos termos de concessão com vigência até 12 de julho de A tabela abaixo indica alguns números operacionais relevantes das empresas de distribuição de energia elétrica da Eletrobras em 31 de dezembro de 2013: Número de municípios atendidos Rede de distribuição (km) Empresa Número de consumidores Subestações Eletrobras Amazonas Energia Eletrobras Distribuição Alagoas Eletrobras Distribuição Piauí Eletrobras Distribuição Rondônia Eletrobras Distribuição Acre Eletrobras Distribuição Roraima A Eletrobras Distribuição Alagoas, Eletrobras Distribuição Piauí, Eletrobras Distribuição Rondônia e a Eletrobras Distribuição Acre eram anteriormente detidas pelos estados brasileiros nos quais cada empresa atua. A Companhia Energética de Roraima, detida pelo estado de Roraima, transferiu os ativos e passivos correspondentes à cidade de Boa Vista para uma a Eletrobras Distribuição Roraima, controlada pela Eletrobras Eletronorte. Inicialmente, a Eletrobras realizou investimentos no capital em cada uma dessas empresas em 1996 com o objetivo de melhorar sua condição financeira e prepará-las para um processo de privatização. A Eletrobras Amazonas Energia foi constituída em 2008 como resultado da fusão entre a Ceam e a Manaus Energia S.A. A Ceam também era anteriormente detida pelo estado brasileiro no qual operava e a Eletrobras também realizou investimentos no capital da Ceam em 1996 com o objetivo de melhorar sua condição financeira e prepará-las para um processo de privatização. A Eletrobras Amazonas Energia, Eletrobras Distribuição Alagoas, Eletrobras Distribuição Piauí, Eletrobras Distribuição Rondônia, Eletrobras Distribuição Roraima e Eletrobras Distribuição Acre atuam sob condições particularmente desafiadoras de mercado as regiões Norte e Nordeste do Brasil estão entre as mais pobres do país. Um dos principais desafios contínuos da Eletrobras com relação a estas empresas é a redução de perdas comerciais (principalmente em razão de furto de energia elétrica) e da inadimplência dos consumidores apresentadas por estas empresas. A Eletrobras tem tentado endereçar esses problemas por meio do desenvolvimento de mecanismos que tornem o furto de energia elétrica mais difícil e por meio da renegociação de dívidas dos consumidores dessas empresas. Estrutura Corporativa para as Atividades de Distribuição Em maio de 2008, a Eletrobras introduziu uma nova estrutura para a administração de suas atividades de distribuição. Até esta data, os investimentos na Eletrobras Distribuição Alagoas, Eletrobras Amazonas Energia, Eletrobras Distribuição Piauí, Eletrobras Distribuição Rondônia, Eletrobras Distribuição Roraima e na Eletrobras Distribuição Acre eram geridos por meio do Comitê Gestor das Empresas Federais de Distribuição (um comitê diretivo) que focava em, dentre outros assuntos, na proposição de estratégias e metas financeiras visando melhorar a condição financeira dessas empresas. De acordo com a nova estrutura, o comitê foi extinto. A nova estrutura envolve um diretor executivo na Eletrobras, atualmente o Sr. Marco Aurélio Madureira atuando como diretor PÁGINA: 122 de 486

129 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais presidente de cada uma das empresas de distribuição. Cada uma das empresas distribuidoras terá, adicionalmente, o mesmo diretor financeiro, diretor de engenharia, diretor comercial e diretor regulatório, indicado pelo diretor presidente. Sistema de Distribuição e Transmissão A rede de transmissão e distribuição da Eletrobras consiste de diversas linhas de transmissão aéreas e subestações com limites de voltagem variados. Os clientes atendidos por meio da rede de distribuição são classificados de acordo com a voltagem do suprimento. No que tange à distribuição para distribuidoras estaduais e clientes industriais, a energia elétrica é distribuída em voltagens maiores (até 750kV), enquanto a distribuição de energia para clientes residenciais e determinados clientes comerciais é realizada em voltagens inferiores (230kV, 138kV ou 69kV). Desempenho do Sistema As tabelas a seguir contêm informações relativas às perdas de energia sofridas pelas empresas de distribuição da Eletrobras, bem como a frequência (FEC) e duração (DEC) de interrupções de fornecimento por consumidor por ano para os períodos indicados: Exercício social encerrado em 31 de dezembro de Perdas técnicas... 9,51% 9,61% 9,57% Perdas comerciais... 21,17% 21,40% 24,71% Total de perdas de energia... 30,69% 31,01% 34,28% Interrupções: Frequência de interrupções por consumidor por ano (quantidade de interrupções)... 27,8 31,4 31,5 Duração de interrupções por consumidor por ano (em horas).. 39,9 38,7 39,3 Tempo médio de resposta (em minutos) ,5 239,0 220,2 Perdas de Energia Elétrica Existem dois tipos de perdas de energia elétrica: perdas técnicas e perdas comerciais, Perdas técnicas correspondem àquelas que ocorrem no curso ordinário das atividades de distribuição de energia elétrica. Perdas comerciais são resultantes de conexões ilegais, fraude ou erros de faturamento. O total de perdas de energia elétrica das empresas de distribuição da Eletrobras corresponderam a 30,69% do total da energia gerada e adquirida no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, comparado a 31,01% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 e 34,28% em A redução das perdas comerciais nas empresas de distribuição representam um desafio constante para a Eletrobras. As perdas comerciais nessas empresas totalizaram uma média de 21,17% do total da energia gerada e adquirida nos últimos anos. A Companhia tem se esforçado para endereçar esses problemas por meio de desenvolvimento de procedimentos que tornem o furto de energia elétrica mais difícil e também aumentando a fiscalização dos consumidores. Além disso, a Companhia tem também aumentado os processos de renegociação de dívidas junto aos consumidores das empresas distribuidoras para diminuição da inadimplência. Por exemplo, a Eletrobras instalou um sistema para monitorar o consumo de energia de alguns de seus grandes clientes por meio de leituras remotas. Consequentemente, as empresas de distribuição da Eletrobras conseguiram recuperar MWh em 2013, após inspeções. Em 2013, a Eletrobras conseguiu reduzir suas perdas de energia em MWh. Em 2013, as empresas de distribuição da Eletrobras apresentaram redução das perdas. Particularmente, a Eletrobras Distribuição Alagoas e a Eletrobras Distribuição Rondônia reduziram suas perdas em 2,95 pontos percentuais e 4,96 pontos percentuais, respectivamente. Em fevereiro de 2011, a Eletrobras celebrou um contrato de financiamento com o Banco PÁGINA: 123 de 486

130 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Mundial no valor de US$495 milhões. Esses recursos serão utilizados no Projeto de Reabilitação da Eletrobras Distribuição (nome dado pelo Banco Mundial para o Projeto Energia + da Eletrobras), com o objetivo principal de melhorar a qualidade dos serviços e a condição financeira e econômica das empresas de distribuição da Eletrobras. Quando implementado, este projeto visará reduzir as perdas e, consequentemente, reforçar as receitas operacionais das empresas de distribuição. A tabela a seguir indica a informação relacionada a perdas totais nas atividades de distribuição da Eletrobras divididas por empresa: Exercício social encerrado em 31 de dezembro de (percentuais) Empresa: Eletrobras Distribuição Alagoas... 26,13 27,00 29,95 Eletrobras Distribuição Piauí... 29,97 30,35 33,03 Eletrobras Distribuição Rondônia... 23,97 22,82 27,78 Eletrobras Distribuição Acre... 24,26 20,99 23,38 Eletrobras Amazonas Energia... 38,34 39,06 41,84 Eletrobras Distribuição Roraima... 12,12 12,29 15,78 Interrupções de Energia Com relação ao Sistema Interligado Nacional, a Eletrobras visa responder a pedidos de reparos entre uma hora e meia e duas horas e meia, dependendo da escala e da natureza do problema. O tempo de resposta médio da Eletrobras no Sistema Interligado Nacional foi de 6,21 horas no exercício social encerrado em 31 de dezembro de A tabela a seguir indica os tempos de resposta médios, em horas, para solicitações de reparos no Sistema Interligado Nacional: Exercício social encerrado em 31 de dezembro de Empresa: Eletrobras Distribuição Alagoas... 6,80 3,98 2,22 Eletrobras Distribuição Piauí... 5,51 4,80 5,60 Eletrobras Distribuição Acre (1)... 8,06 n/a n/a Eletrobras Distribuição Rondônia (1)... 4,44 n/a n/a Média... 6,21 4,39 3,91 (1) A Eletrobras Distribuição Acre e a Eletrobras Distribuição Rondônia tornaram-se parte do Sistema Interligado Nacional em Por sua vez, com relação às atividades de distribuição no sistema isolado, a Eletrobras visa responder a pedidos de reparos entre meia hora e duas horas, dependendo da escala e da natureza do problema. O tempo de resposta médio da Eletrobras no sistema isolado foi de 3,06 horas no exercício social encerrado em 31 de dezembro de A tabela a seguir indica os tempos de resposta médios, em horas, para solicitações de reparos no sistema isolado: Exercício social encerrado em 31 de dezembro de Empresa: Eletrobras Distribuição Acre (1)... n/a 6,30 4,91 Eletrobras Distribuição Rondônia (1)... n/a 4,86 5,43 Eletrobras Amazonas Energia... 4,90 2,86 2,41 Eletrobras Boa Vista Energia... 1,23 1,10 1,46 Média... 3,06 3,78 3,55 (1) A Eletrobras Distribuição Acre e a Eletrobras Distribuição Rondônia tornaram-se parte do Sistema Interligado Nacional em PÁGINA: 124 de 486

131 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Consumidores A tabela abaixo indica o volume total de energia elétrica distribuído (em MWh), por tipo de consumidor, para os períodos indicados: Exercício social encerrado em 31 de dezembro de (MWh) Distribuição para: Industriais Residenciais Comerciais Rural Iluminação pública Outros Total Tarifas A Eletrobras classifica seus consumidores em dois grupos diferentes, Grupo A e Grupo B, baseado no nível de voltagem no qual a energia elétrica é fornecida aos clientes. Cada consumidor é inserido em uma faixa tarifária determinada, definida por lei e baseada na respectiva classificação, embora alguns descontos baseados em volume de energia possam ser aplicados. Os consumidores do Grupo B pagam tarifas mais altas, que remunera os custos agregados em todos os subsistemas nos quais a energia elétrica flui até o fornecimento ao cliente. Há tarifas diferenciadas no Grupo B por tipo de consumidor (tais como residencial, comercial, rural e industrial). Consumidores do Grupo A pagam tarifas mais baixas, de acordo com categorias de consumo estabelecidas pela ANEEL, tendo em vista que sua demanda de energia se dá em voltagens em tensão elevada, o que requer um uso menor do sistema de distribuição. As tarifas cobradas pela venda de energia elétrica a consumidores finais são fixadas com base nos respectivos contratos de concessão e na regulamentação da ANEEL, que estabelecem um limite máximo nas tarifas e preveem reajustes anuais, periódicos e outros reajustes extraordinários. Para maiores informações sobre a regulação tarifária, vide item 7.5 deste Formulário de Referência. Consumidores do Grupo A recebem energia elétrica a 2,3kV ou superior. As tarifas para consumidores do Grupo A são baseadas no nível de voltagem, na época do ano e no horário do dia nos quais a energia elétrica é fornecida, embora os consumidores possam optar por uma tarifa diferenciada em períodos de pico. As tarifas para consumidores do Grupo A integram dois componentes: um encargo de capacidade e um encargo sobre energia. O encargo de capacidade, expresso em reais por MW, é baseado no maior de (i) capacidade firme contratada; (2) capacidade efetivamente utilizada. O encargo sobre energia, expresso em reais por MWh, baseia-se no volume de energia elétrica efetivamente consumido. As tarifas cobradas dos consumidores Grupo A são inferiores às cobradas dos consumidores do Grupo B pois os consumidores do Grupo A consomem energia em limites mais altos de voltagem e, assim, evitam os custos associados à redução da voltagem elétrica necessária para o consumo de energia pelos consumidores do Grupo B. Os consumidores do Grupo B recebem energia elétrica em voltagens inferiores a 2,3kV (220V e 127V). As tarifas para consumidores Grupo B consiste exclusivamente de um encargo sobre a energia consumida e baseia-se na classificação do consumidor. Procedimento de Faturamento O procedimento utilizado pela Eletrobras para faturamento e pagamento pelo fornecimento de energia elétrica a seus consumidores é determinado de acordo com a categoria do consumidor. A leitura dos medidores e faturamento se dá mensalmente para consumidores de baixas voltagens, exceto por consumidores rurais, para os quais os medidores são lidos em intervalos PÁGINA: 125 de 486

132 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais que variam entre um e três meses, conforme autorizado pela regulamentação. As contas são preparadas a partir dos resultados das leituras ou tomando por base o uso estimado. As contas para consumidores de baixa voltagem são emitidas no prazo de cinco dias úteis a contar do faturamento. Em caso de inadimplência, uma notificação é emitida ao consumidor juntamente com a fatura do mês subsequente, e um prazo de 15 dias é concedido para a satisfação do débito. Caso o pagamento não seja recebido no prazo de três dias úteis após o período de 15 dias, o fornecimento de energia do consumidor é suspenso. Clientes de alta voltagem são faturados mensalmente, com prazo de pagamento de cinco dias úteis após a emissão da fatura. Em caso de não pagamento, uma notificação é enviada ao consumidor dois dias após o vencimento, concedendo um prazo de 15 dias para a efetivação do pagamento. Caso o pagamento não seja feito no prazo de três dias úteis após o aviso, o consumidor está sujeito á interrupção do fornecimento de energia. Em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 2011, a inadimplência de consumidores representou uma média de 14,6%, 17,3% e 18,9% das receitas líquidas anuais, respectivamente. Esses índices de inadimplência apresentaram redução nos últimos anos e a Eletrobras não acredita que serão alterados em um futuro próximo. Aquisição de Energia Elétrica para Distribuição A Eletrobras adquiriu GWh de energia elétrica para distribuição no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, comparado a GWh em 2012 e GWh em Anteriormente a Medida Provisória 579/2012, transformada na Lei /2013, as empresas de distribuição da Eletrobras adquiriam energia elétrica por meio de leilões, excepcionalmente recorrendo ao mercado de curto prazo. Esse mecanismo de leilões continua válido para a compra de energia proveniente dos empreendimentos de geração não afetados pela MP 579. Após a referida Medida Provisória, as empresas de distribuição de energia elétrica que fazem parte do SIN receberam um montante de energia por meio do sistema de cotas estabelecido pela ANEEL. De forma a ter condições de atender a 100% do seu mercado consumidor, as distribuidoras de energia que eventualmente estejam descontratadas vêm realizando compras de energia elétrica para revenda no mercado de curto prazo, visto que o volume de energia que possuem contratadas, oriundas do sistema de cotas e dos leilões de energia, não são suficientes para atender seu mercado. Atividades de Financiamento e Empréstimos concedidos pela Eletrobras Empréstimos concedidos pela Eletrobras A lei brasileira permite que a Eletrobras empreste recursos apenas para suas subsidiárias. Historicamente, a lei permitiu à Eletrobras atuar como financiadora de suas subsidiárias e de empresas públicas de energia sob seu controle. Embora algumas dessas empresas não mais se encontram no Sistema Eletrobras, a maioria dos empréstimos feitos envolvem partes relacionadas. Anteriormente à privatização do setor elétrico brasileiro, iniciada em 1996, as atividades de financiamento constituíam uma grande parte de suas operações, já que a maioria das empresas atuando no setor eram públicas, o que permitia à Companhia financiar estas empresas. Entretanto, em razão da privatização, a quantidade de empresas para as quais podemos emprestar recursos diminuiu e as atividades de financiamento não são mais uma parte relevante de nossos negócios. Os valores totais de empréstimos registrados no balanço patrimonial consolidado da Companhia eram de R$15,2 bilhões, R$15,5 bilhões e R$15,6 bilhões em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 2011, respectivamente. Desse total, os montantes de R$11,9 bilhões, R$11,6 bilhões e R$5,8 bilhões em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 2011, respectivamente, correspondiam a empréstimos para Itaipu. Fontes de Recursos A Eletrobras obtém recursos para suas atividades de financiamento mediante empréstimos junto a instituições financeiras e ofertas de títulos no mercado de capitais internacional. Em 31 de dezembro de 2013, a dívida de longo prazo consolidada da Eletrobras era de R$ PÁGINA: 126 de 486

133 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais milhões, comparada a R$ milhões e R$ milhões em 31 de dezembro de 2012 e 2011, respectivamente, sendo que a maioria da dívida em moeda estrangeira era expressa em dólares americanos (aproximadamente 35% nos últimos três exercícios sociais). Para maiores informações sobre o endividamento da Companhia, vide item 10.1(f) deste Formulário de Referência. Adicionalmente, a Eletrobras utiliza empréstimos perante o Fundo RGR, por ela administrado, para repasses a suas subsidiárias e a outras empresas do setor elétrico. Em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 2011, a taxa de juros aplicável a esses recursos era de 5,0% e a Companhia cobra uma taxa de administração de até 2,0% dos recursos repassados a subsidiárias e a outras entidades. Subsidiárias A Eletrobras atua como sócio minoritário em empresas de geração e transmissão e SPEs do setor privado. A Companhia também tem autorização para prestar garantias aos empreendimentos nos quais participa do capital. E Eletrobras constantemente considera a realização de investimentos em diversas dessas companhias, focando principalmente naquelas em linha com sua estratégia de reforço de suas atividades principais de geração e transmissão de energia elétrica. As participações atualmente detidas correspondem a empresas e SPEs privadas do setor privado. A participação nesses empreendimentos é determinada primordialmente no mérito e nos critérios de rentabilidade estabelecidos em nossos controles de gestão. A tabela abaixo indica uma estimativa do percentual de participação da Eletrobras em empresas de geração e linhas de transmissão em 31 de dezembro de 2013: Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras Transmissão Interligação Elétrica do Madeira S.A. Linha de transmissão de 600 kv com km, além de estação retificadora e inversora. Eletrobras Chesf (24,5%) Eletrobras Furnas (24,5%) Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. Estação Transmissora de Energia S.A. (ETE) Manaus Transmissora de Energia S.A. Linha de transmissão de 600 kv com km: Subestação Coletora Araraquara 2, Porto Velho Estação conversora e inversora 01, de 500/±600 kv Linha de transmissão de 500 kv de 586 km: Oriximiná/Itacoatiara/Cariri e Subestações: Itacoatiara e Cariri: Silves - Lechuga STN Sistema de Linha de transmissão de 500 kv com 546 Transmissão Nordeste S.A. (2) km: Teresina-Sobral-Fortaleza Intesa Integração de Linha de transmissão de 500 kv com 695 Energia S.A. (2) km: Colinas-Miracema-Gurupí-Peixe, Nova-Serra da Mesa 2 Eletrobras Eletronorte (24,5%) Eletrobras Eletrosul (24,5%) Eletrobras Eletronorte (100,0%) Eletrobras Chesf (19,5%) Eletrobras Eletronorte (30,0%) Eletrobras Chesf (49,0%) Eletrobras Chesf (12,0%), Eletrobras Eletronorte (37,0%) Porto Velho Transmissora de Energia S.A. Linha de transmissão de 230 kv com 17 km: 500/230 kv Subestação Coletora Porto Velho Eletrobras Eletrosul (100,0%) Ártemis Transmissora de Linha de transmissão de 525 kv com 476 Energia S.A. (2) km: S. Santiago-Ivaporã-Cascavel Eletrobras Eletrosul (100,0%) Transenergia Renovável Linha de transmissão de 230/138 kv com 635 km que conecta usinas de biomassa e pequenas centrais hidrelétricas ao Sistema Interligado Nacional (SIN) Eletrobras Furnas (49,0%) PÁGINA: 127 de 486

134 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras Brasnorte Transmissora de Linha de transmissão de 230kV com 402 Energia S.A. (2) km: Jauru-Juba-C2; LT Maggi-Nova Mutum Eletrobras Eletronorte (49,7%) RS Energia Empresa de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. (2) Linha de transmissão de 525 kv com 260 km: Campos Novos-Nova Santa Rita e linha de transmissão de 230 kv com 33 km (Subestação Monte Claro Subestação Garibaldi) Eletrobras Eletrosul (100,0%) Companhia Transleste de Linha de transmissão de 345 kv com 138 Transmissão S.A. (2) km: Montes Claros-Irapé Eletrobras Furnas (24,5%) Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. Aete (2) Etau Empresa de Transmissão do Alto Uruguai (2) S.A. Linha de transmissão de 230 kv com 193 km: Coxipó-Cuiabá-Rondonópolis e subestação Seccionadora Cuiabá Linha de transmissão de 230 kv com 187 km: Campos Novos-Barra Grande-Lagoa Vermelha-Santa Marta Eletrobras Eletronorte (49,0%) Eletrobras Eletrosul (27,4%) Uirapuru Transmissora de Linha de transmissão de 525 kv com 120 Energia S.A. (2) km: Ivaiporã-Londrina Companhia Transudeste de Linha de transmissão de 345 kv com 140 Transmissão S.A. (2) km: Itutinga-Juiz de Fora Companhia Transirapé de Linha de transmissão de 345 kv com 65 Transmissão S.A. (2) km: Irapé-Araçuaí Eletrobras Eletrosul (100,0%) Eletrobras Furnas (25,0%) Eletrobras Furnas (24,5%) Companhia Centroeste de Minas S.A. Linha Verde Transmissora de Energia S.A. Rio Branco Transmissora de Energia S.A. Transmissora Matogrossense de Energia S.A. Linha de transmissão de 345 kv com 63 km: Eletrobras Furnas-Pimenta II Linha de transmissão de 230 kv com 987 km: Porto Velho-Jauru Linha de transmissão de 230 kv com 487 km: Porto Velho-Abunã-Rio Branco Linha de transmissão de 500 kv com 348 km: Jauru Cuiabá e subestação Jauru. Eletrobras Furnas (49,0%) Eletrobras Eletronorte (49,0%) Eletrobras Eletronorte (100,0%) Eletrobras Eletronorte (49,0%) Transenergia São Paulo S.A. Subestação Itatiba (500kv) Eletrobras Furnas (49,0%) Transenergia Goiás S.A Linha de transmissão de 230 kv com 188 km: Serra da Mesa-Niquelândia-Barro Alto Consórcio Goiás Transmissão Linha de transmissão de 500 kv com 193 km: Rio Verde Norte Trindade e linha de transmissão de 230 kv com 66 km: Xavantes-Trindade-Carajás e SE Trindade Consórcio MGE Transmissão Linha de transmissão de 500 kv com 248 km: Mesquita-Viana 2 e linha de transmissão de 345 kv com 10 km: Viana Viana 2 e subestação Viana 2 Eletrobras Furnas (49,0%) Eletrobras Furnas (49,0%) Eletrobras Furnas (49,0%) TDG Transmissora Delmiro Gouveia SA Interligação Elétrica Garanhus S.A. Linha de transmissão de 230 kv com 96 km: São Luiz II São Luiz III e subestação Pecém e subestação Aquiraz II Linha de transmissão de 500kV com 653km: Luiz Gonzaga Garanhus, Garanhus Campina Grande III e Garanhus Pau Ferro e linha de transmissão de 230 kv com 13 km: Garanhus Angelim I. Eletrobras Chesf (49,0%) Eletrobras Chesf (49.0%) Transnorte Energia S.A. Linha de transmissão de 500kV com Eletrobras Eletronorte (49.0%) PÁGINA: 128 de 486

135 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras 715km: Engenheiro Lechuga Equador (RR) Boa Vista e subestações Costa Oeste Transmissora de Energia S.A. Marumbi Transmissora de Energia S.A. Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. Linha de transmissão de 230 kv com 143 km: Cascavel Oeste Umuarama Linha de transmissão de 525 kv com 28 km: Curitiba Curitiba Leste Linha de transmissão de 525 kv com 495 km: Salto Santiago Itá Nova Santa Rita e linha de transmissão de 230 kv com 303 km: Nova Santa Rita Camaquã Quinta Eletrobras Eletrosul (49.0%) Eletrobras Eletrosul (20.0%) Eletrobras Eletrosul (80.0%) Consórcio Caldas Novas Subestação Corumbá 345/138 kv 2 x 75 MVA Eletrobras Furnas (49,9%) Geração Madeira Energia SA UHE Santo Antônio, com MW Eletrobras Furnas (39,0%) Energia Sustentável do Brasil UHE Jirau, com MW Eletrobras Chesf (20,0%) Eletrobras Eletrosul (20,0%) Chapecoense Geração S.A. UHE Foz do Chapecó, com 855 MW Eletrobras Furnas (40,0%) Enerpeixe S.A. (2) UHE Peixe Angical, com 452 MW Eletrobras Furnas (40,0%) Consórcio Energético Cruzeiro do Sul S.A. UHE Mauá, com 361 MW Eletrobras Eletrosul (49,0%) Serra do Facão S.A. UHE Serra do Facão, com 213 MW Eletrobras Furnas (49,5%) Energética Águas da Pedra S.A. EAPSA (Aripuanã; Água Das Pedras) UHE Dardanelos, com 261 MW Eletrobras Chesf (24,5%), Eletrobras Eletronorte (24,5%) Baguari I Geração de Energia UHE Baguari, com 140 MW Eletrobras Furnas (15,0%) Elétrica S.A. (2) Retiro Baixo Energética S.A. UHE Retiro Baixo, com 82 MW Eletrobras Furnas (49,0%) AMAPARI Energia S.A. (2) UTE Serra do Navio e PCH Capivara, com 53 MW Eletrobras Eletronorte (49,0%) Norte Energia S.A. UHE Belo Monte, com MW. Eletrobras Eletronorte (19,9%) Eletrobras Chesf (15,0%) Eletrobras (holding) (15,0%) Brasventos Eolo Geradora de Energia SA Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia SA Parque Eólico Rei dos Ventos I, com 58 MW Parque Eólico Rei dos Ventos 3, com 60 MW Eletrobras Furnas (24,5%) Eletrobras Eletronorte (24,5%) Eletrobras Furnas (24,5%) Eletrobras Eletronorte (24,5%) Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia SA Companhia Hidrelétrica Teles Pires Parque Eólico Miassaba 3, com 68 MW Eletrobras Furnas (24,5%) Eletrobras Eletronorte (24,5%) UHE Teles Pires, com MW Eletrobras Eletrosul (24,5%) Eletrobras Furnas (24,5%) Cerro Chato I S.A. Parque Eólico Cerro Chato I, com 30 MW Eletrobras Eletrosul (100,0%) Cerro Chato II S.A. Parque Eólico Cerro Chato II, com 30 MW Eletrobras Eletrosul (100,0%) Cerro Chato III S.A. Parque Eólico Cerro Chato III, com 30 MW Eletrobras Eletrosul (100,0%) Eólica Mangue Seco 2 Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica Eólica Mangue Seco 2, com 26 MW Eletrobras (holding) (49,0%) PÁGINA: 129 de 486

136 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras Chuí Holding S.A. Livramento Holding S.A. Eólicas Chuí I a V, com 98 MW and Eólicas Minuano VI e VII, com 46 MW Eólicas Cerro Chato IV, V and VI, Ibirapuitã e Trindade, com 78 MW Eletrobras Eletrosul (49,0%) Eletrobras Eletrosul (49,0%) Santa Vitória do Palmar Holding S.A. Eólicas Geribatu I a X, com 258 MW Eletrobras Eletrosul (49,0%) São Pedro do Lago S.A. Eólica São Pedro do Lago, com 30 MW Eletrobras Chesf (49,0%) Pedra Branca S.A. Eólica Pedra Branca, com 30 MW Eletrobras Chesf (49,0%) Sete Gameleiras S.A. Eólica Sete Gameleiras, com 30 MW Eletrobras Chesf (49,0%) Central Geradora Eólica Famosa I S.A. Central Geradora Eólica Pau Brasil S.A. Central Geradora Eólica Rosada S.A. Central Geradora Eólica São Paulo Eólica Famosa I, com 23 MW Eletrobras Furnas (49,0%) Eólica Pau Brasil, com 15 MW Eletrobras Furnas (49,0%) Eólica Rosada, com 30 MW Eletrobras Furnas (49,0%) Eólica São Paulo, com 18 MW Eletrobras Furnas (49,0%) Energia dos Ventos I Eólica Goiabeira, com 19 MW Eletrobras Furnas (49,0%) Energia dos Ventos II Eólica Ubatuba, com 13 MW Eletrobras Furnas (49,0%) Energia dos Ventos III Eólica Santa Catarina, com 16 MW Eletrobras Furnas (49,0%) Energia dos Ventos IV Eólica Pitombeira, com 27 MW Eletrobras Furnas (49,0%) Energia dos Ventos V Eólica São Januário, com 19 MW Eletrobras Furnas (49,0%) Energia dos Ventos VI Eólica Nossa Senhora de Fátima, com 29 MW Eletrobras Furnas (49,0%) Energia dos Ventos VII Eólica Jandaia, com 29 MW Eletrobras Furnas (49,0%) Energia dos Ventos VIII Eólica São Clemente, com 19 MW Eletrobras Furnas (49,0%) Energia dos Ventos IX Eólica Jandaia I, com 19 MW Eletrobras Furnas (49,0%) Energia dos Ventos X Eólica Horizonte, com 14 MW Eletrobras Furnas (49,0%) Caiçara I S.A. Eólica Caiçara I com 30 MW Eletrobras Chesf (49%) Caiçara II S.A. Eólica Caiçara II com 21 MW Eletrobras Chesf (49%) Junco I S.A. Eólica Junco I com 30 MW Eletrobras Chesf (49%) Junco II S.A. Eólica Junco II com 30 MW Eletrobras Chesf (49%) Programas do Governo Federal Adicionalmente ao Proinfa, criado pelo Governo Federal em 2002 para criar incentivos ao desenvolvimento de fontes alternativas de energia, a Eletrobras também participa em outros programas do Governo Federal: Programa Procel, destinado a promover a conservação de energia e a eficiência PÁGINA: 130 de 486

137 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais energética; Luz para Todos, voltado à disponibilização de energia elétrica para 12 milhões de pessoas no Brasil; e Programa de Desenvolvimento Tecnológico e Industrial, um programa voltado à coordenação das atividades de pesquisa e desenvolvimento no setor elétrico brasileiro e à promoção do desenvolvimento e fabricação dos equipamentos necessários para assegurar o desenvolvimento do setor. Os recursos utilizados pela Eletrobras em relação a estes programas advém diretamente do Governo Federal, na forma de recursos alocados ao setor e, portanto, a Eletrobras não utiliza recursos próprios para o desenvolvimento destes programas. A Companhia participa, ainda, de outras iniciativas, utilizando recursos próprios, tais como o Projeto Ribeirinhas, por meio do qual visa avaliar a aplicabilidade e sustentabilidade de tecnologias baseadas em fontes renováveis de energia em certas comunidades pequenas da região amazônica. Seguros A Eletrobras mantém seguros contra fogo, desastre naturais, acidentes envolvendo terceiros, outros riscos associados ao transporte e montagem de equipamentos, construção de usinas, e multirriscos. Suas subsidiárias e Itaipu possuem cobertura de seguros similar. A Companhia não possui cobertura contra riscos de interrupção de negócios, já que não acredita que os elevados prêmios justificam os baixos riscos de uma interrupção de negócios em nível alarmante, considerando a energia disponível no Sistema Interligado Nacional. A Companhia acredita que mantém cobertura de seguro em níveis costumeiros no Brasil e adequados para os seus negócios. Atividades Internacionais Em 31 de dezembro de 2013, a Eletrobras não possuía operações no exterior. Entretanto, como parte de sua estratégia, a Eletrobras segue explorando certas oportunidades nos mercados internacionais de energia elétrica internacional e identificando, seletivamente, oportunidades rentáveis em tais mercados, principalmente relacionadas à integração dos sistemas elétricos nas Américas. Como parte de seu plano de internacionalização, a Eletrobras estabeleceu escritórios de representação em Lima, no Peru, na Cidade do Panamá, Panamá, e Montevidéu, Uruguai, de modo a atender às normas locais que determinam que somente serão outorgadas concessões para sociedades que mantém um escritório de representação local. Tais escritórios também possibilitarão o contato da Eletrobras com parceiros na América Latina. A Companhia está ativamente buscando investir em projetos de geração em outros países Latino-Americanos. A Eletrobras detém, ainda, participações societárias em três sociedades de propósito específico (SPE) no Uruguai, Peru e Nicarágua, que estão conduzindo estudos de viabilidade para projetos de geração eólica e hidrelétrica. Adicionalmente, a Eletrobras está em processo de obtenção das licenças necessárias para a construção, no Brasil, de um sistema de interconexão entre o Brasil e o Uruguai, a qual deve se iniciar em Como parte de sua estratégia de expansão, a Eletrobras também poderá identificar e implementar oportunidades de crescimento seletivas, incluindo linhas de transmissão e projetos de geração com fontes renováveis fora da América do Sul, tal como, notadamente, na África. Situação dos Empreendimentos Internacionais em Curso Em 2013, destaca-se que a Eletrobras iniciou sua efetiva atuação operacional no exterior, tornando-se sócia da estatal uruguaia Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE), mediante a aquisição de 50% de participação acionária na SPE uruguaia Rouar S.A, responsável pela implantação do Parque Eólico Artilleros (65 MW), localizado no PÁGINA: 131 de 486

138 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Departamento de Colonia, Uruguai, e com entrada em operação prevista para Para informações adicionais sobre a aquisição dessa participação, vide item 6.5 deste Formulário de Referência. Também em 2013, foram iniciadas as obras do trecho brasileiro da interligação Brasil Uruguai, que fará a conexão entre a subestação Presidente Médici, localizada no município de Candiota/RS e a subestação San Carlos, próxima ao balneário de Punta del Leste, no Uruguai. A conclusão das obras está prevista para o ano de Além disso, a Eletrobras prosseguiu com os estudos nos continentes americano e africano, mais especificamente em Moçambique, Nigéria e Congo, tendo em vista o relevante potencial hidrelétrico da região e a enorme carência de energia no continente. Na América, destacam-se os estudos referentes a aproveitamentos hidroelétricos na Guiana, em associação ao Projeto Arco Norte, a UHE Tumarin, na Nicarágua, a UHE Inambari, no Peru e o Parque Eólico Artilleros, no Uruguai. Igualmente, a Eletrobras conduziu as discussões sobre o Projeto Arco Norte com as empresas e governos envolvidos. O Projeto representa um sistema regional de transmissão de energia elétrica e de dados, cuja finalidade é estabelecer uma interconexão elétrica com as cidades brasileiras de Boa Vista (RR) e Macapá (AP), passando pelos territórios vizinhos da Guiana, Suriname e Guiana Francesa. O projeto já conta com financiamento do BID para a sua primeira fase. Finalmente, a Eletrobras opera interligações internacionais com o Paraguai, por meio da usina de Itaipu; com a Argentina, caracterizada pela linha de transmissão em 132kV, que interliga a subestação de Uruguaiana à subestação de Paso de los Libres, na Argentina; com a Venezuela, através da linha de transmissão em 230kV, com capacidade de 200MW, que interliga Boa Vista (Roraima) à cidade de Santa Elena, na Venezuela; e com o Uruguai, formada pela linha de transmissão em 230kV que interliga a conversora de frequência de Rivera - 70MW - à subestação de Livramento, no Brasil. c) Características do mercado de atuação, em especial:(i) Participação em cada um dos mercados; e (ii) Condições de competição nos mercados O sistema elétrico brasileiro é formado pelo Sistema Interligado Nacional ( SIN ), constituído dos subsistemas Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste, e por vários sistemas isolados menores a norte e oeste do País. A Constituição Federal considera os potenciais de energia hidráulica bens da União, atribuindolhe competência para, diretamente ou mediante concessão, autorização ou permissão a terceiros, explorar os serviços e instalações de energia elétrica e o aproveitamento energético dos cursos de água. Compete também à União instituir sistema nacional de gerenciamento de recursos hídricos e definir critérios de outorga de direitos de seu uso, registrar, acompanhar e fiscalizar as concessões de direitos de pesquisa e exploração de recursos hídricos, além de legislar sobre águas e energia elétrica. Em 26 de dezembro de 1996, por meio da lei n , foi constituída a ANEEL, uma autarquia sob regime especial, vinculada ao Ministério de Minas e Energia ( MME ), que tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do Governo Federal. A ANEEL é responsável, dentre outros, por: implementar as políticas e diretrizes do governo federal para a exploração da energia elétrica e o aproveitamento dos potenciais hidráulicos; promover as licitações destinadas à contratação de concessionárias de serviço público para produção, transmissão e distribuição de energia elétrica e para a outorga de concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos; conceder, permitir e autorizar instalações e serviços de energia; garantir tarifas justas; zelar pela qualidade do serviço; exigir investimentos; celebrar e gerir os contratos de concessão ou de permissão de serviços públicos de energia PÁGINA: 132 de 486

139 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais elétrica, de concessão de uso de bem público, expedir as autorizações, bem como fiscalizar as concessões e a prestação dos serviços de energia elétrica. Em 1997 entrou em vigor a lei n , também conhecida com Lei das Águas, que instituiu a Política Nacional de Recursos Hídricos e criou o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos (Singreh). A água é considerada um bem de domínio público e um recurso natural limitado, dotado de valor econômico. Além disso, o instrumento legal prevê que a gestão dos recursos hídricos deve proporcionar o uso múltiplo das águas e deve ser descentralizada e contar com a participação do Poder Público, dos usuários e das comunidades. A lei n , de 17 de julho de 2000, dispõe sobre a criação da Agência Nacional de Águas - ANA, autarquia sob regime especial, vinculada ao Ministério do Meio Ambiente, com a finalidade de implementar, em sua esfera de atribuições, a Política Nacional de Recursos Hídricos, integrando o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos. Além disso, dentre outras, a ANA tem as atribuições de supervisionar, controlar e avaliar as ações e atividades decorrentes do cumprimento da legislação federal pertinente aos recursos hídricos, disciplinar, em caráter normativo, a implementação, a operacionalização, o controle e a avaliação dos instrumentos da Política Nacional de Recursos Hídricos, outorgar, por intermédio de autorização, o direito de uso de recursos hídricos em corpos de água de domínio da União, fiscalizar os usos de recursos hídricos nos corpos de água de domínio da União, elaborar estudos técnicos para subsidiar a definição, pelo Conselho Nacional de Recursos Hídricos, dos valores a serem cobrados pelo uso de recursos hídricos de domínio da União, com base nos mecanismos e quantitativos sugeridos pelos Comitês de Bacia Hidrográfica, definir e fiscalizar as condições de operação de reservatórios por agentes públicos e privados, visando a garantir o uso múltiplo dos recursos hídricos, conforme estabelecido nos planos de recursos hídricos das respectivas bacias hidrográficas. (i) Participação em cada um dos mercados: Geração A Eletrobras era, em 31 de dezembro de 2013, responsável por MW da capacidade instalada de geração de energia elétrica no país, o que representava aproximadamente 34,0% do total da capacidade nacional em tal data. A Eletrobras era, em 31 de dezembro de 2012, responsável por MW da capacidade instalada de geração de energia elétrica no país, o que representava aproximadamente 35,1% do total da capacidade nacional em tal data. A Eletrobras era, em 31 de dezembro de 2011, responsável por MW da capacidade instalada de geração de energia elétrica no país, o que representava aproximadamente 35,6% do total da capacidade nacional em tal data. Transmissão A Eletrobras era, em 31 de dezembro de 2013, responsável por quilômetros de linhas de transmissão com tensão superior a 230 Kv, correspondentes a cerca de 50% do total das linhas do Brasil em tal data. A Eletrobras era, em 31 de dezembro de 2012, responsável por quilômetros de linhas de transmissão com tensão superior a 230 Kv, correspondentes a cerca de 52% do total das linhas do Brasil em tal data. A Eletrobras era, em 31 de dezembro de 2011, responsável por mil quilômetros de linhas de transmissão com tensão superior a 230 Kv, correspondentes a cerca de 53,2% do total das linhas do Brasil em tal data. Distribuição PÁGINA: 133 de 486

140 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais A Eletrobras era, 31 de dezembro de 2013, responsável pelo fornecimento de energia elétrica a unidades consumidoras por meio de km de redes de distribuição, atendendo a aproximadamente 5% dos consumidores brasileiros. A Eletrobras era, 31 de dezembro de 2012, responsável pelo fornecimento de energia elétrica a unidades consumidoras por meio de km de redes de distribuição, atendendo a aproximadamente 5% dos consumidores brasileiros. A Eletrobras era, em 31 de dezembro de 2011, responsável pelo fornecimento de energia elétrica a unidades consumidoras por meio de km de redes de distribuição, atendendo a aproximadamente 6% dos consumidores brasileiros. (ii) Condições de competição nos mercados. A Constituição Brasileira estipula que o desenvolvimento, uso e venda de energia podem ser realizados diretamente pelo Governo Brasileiro ou indiretamente por meio de concessões, permissões ou autorizações. Historicamente, a indústria brasileira de energia tem sido dominada pelas concessionárias de geração, transmissão e distribuição controladas pelo Governo Brasileiro. Em anos recentes, o Governo Brasileiro tomou algumas medidas para remodelar a indústria de energia. De forma geral, estas medidas visaram aumentar o papel do investimento privado e eliminar as restrições ao investimento estrangeiro, aumentando desta forma a competição na indústria de energia. Tendo em vista que os serviços públicos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica são objeto de contratos de concessão outorgados pelo poder público, não há concorrência na exploração de tais concessões durante o prazo de vigência dos referidos contratos. Contudo, há concorrência significativa no período de licitação para outorga de novas concessões. Conforme estabelecido na lei n , de 15 de março de 2004 ( Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ), e de acordo com o novo modelo do setor elétrico, a energia poderá ser comercializada no Ambiente de Contratação Regulada ( ACR ), que deverá ser precedida de licitação e formalizada por um contrato entre os geradores e os distribuidores nos termos do leilão, ou no Ambiente de Contratação Livre ( ACL ), segmento no qual se realizam operações de compra e venda de energia elétrica por meio de contratos bilaterais livremente negociados entre geradores, comercializadores e consumidores livres. Podem ser consumidores livres, para os fins de participação no ACL: unidades consumidoras com carga maior ou igual a kw atendidas em tensão maior ou igual a 69 kv em geral as unidades consumidoras do subgrupo A3, A2 e A1. Também são livres para escolher seu fornecedor novas unidades consumidoras instaladas após 27 de maio de 1998 com demanda maior ou igual a kw e atendidas em qualquer tensão. Estes consumidores podem comprar energia de qualquer agente de geração ou comercialização de energia; e unidades consumidoras com demanda maior que 500 kw atendidos em qualquer tensão, estando restritos à energia oriunda das chamadas fontes incentivadas, a saber: Pequenas Centrais Hidrelétricas ( PCHs ), Usinas de Biomassa, Usinas Eólicas e Sistemas de Cogeração Qualificada. Além disso, empresas do setor elétrico estão sujeitas às disposições da Resolução da ANEEL n 378, de 10 de novembro de 2009, a qual estabelece os procedimentos para análise de atos de concentração. Ao identificar ato que possa constituir infração à ordem econômica (inclusive atos de concentração econômica), a ANEEL deverá notificar à Secretaria de Direito Econômico ( SDE ) para que seja verificada a legalidade do ato de concentração. Nota-se que o PÁGINA: 134 de 486

141 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais descumprimento das disposições da Resolução da ANEEL n 378/2009 poderá sujeitar o agente à aplicação de penalidades regulatórias. d) Eventual sazonalidade Não há sazonalidade na atividade da Eletrobras, tendo em vista que a demanda por eletricidade é constante e tende a ser estável. e) Principais insumos e matérias primas: (i) descrição das relações mantidas com fornecedores, inclusive se estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental, com indicação dos órgãos e da respectiva legislação aplicável; (ii) dependência de poucos fornecedores; e (iii) eventual volatilidade de seus preços. Para a construção de usinas de geração, os principais insumos utilizados pela Eletrobras são os materiais, equipamentos de geração e transmissão de energia, notadamente turbinas para geração hídrica e subestações de alta e média tensão, além de serviços de engenharia civil para a construção da infraestrutura das centrais de geração de energia, incluindo barragens. Para estas atividades, as opções de fornecedores e de empreiteiros variam de acordo com o tamanho do empreendimento. A contratação destes fornecedores e empreiteiros não está sujeita a controle ou regulamentação governamental. Para as usinas em operação, os principais insumos e materiais estão relacionados às atividades de reposição e modernização dos equipamentos e sistemas hidromecânicos. Neste caso, existem poucos grandes fornecedores, o que limita a concorrência, com consequente volatilidade de preços. A contratação destes fornecedores não está sujeita a controle ou regulamentação governamental. Com relação às atividades de geração de energia termelétrica e nuclear, a Eletrobras não produz carvão e/ou óleo combustível e urânio processado (matérias-primas das usinas térmicas e nucleares, respectivamente). Dessa forma, a Eletrobras é totalmente dependente de seus fornecedores para provisão de tais matérias-primas. Na construção de linhas de transmissão e subestações, nas atividades de transmissão e distribuição, os principais insumos são os materiais e equipamentos utilizados na transmissão de energia, principalmente cabos, torres e equipamentos de subestações tais como transformadores, reatores, disjuntores, dentre outros. Esses materiais e equipamentos possuem diversos fornecedores, variando de acordo com o porte do empreendimento. A contratação desses fornecedores e empreiteiros também não está sujeita a controle ou regulamentação governamental. PÁGINA: 135 de 486

142 7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total A Eletrobras não possui clientes que sejam responsáveis por mais de 10% de sua receita líquida total. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 136 de 486

143 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades a) necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades e histórico de relação com a administração pública para obtenção de tais autorizações O Setor Elétrico Brasileiro Geral A Portaria No. 937, datada de 24 de novembro de 2010, emitida pelo Ministério de Minas e Energia ( MME ) definiu o Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica ( PDE ), o qual possui o objetivo de estabelecer diretrizes para o governo brasileiro e todos os agentes integrantes da indústria brasileira de energia com o intuito de garantir a presença de um estoque de energia sustentável no Brasil, incluindo o de energia elétrica, levando em consideração necessidades ambientais, a economia brasileira e a capacidade técnica dos negócios. Os estudos realizados no PDE incluem um plano para os próximos dez anos e são submetidos a revisões anuais, as quais levam em consideração, entre outros aspectos, mudanças nas previsões de crescimento no consumo de energia elétrica e a reavaliação da viabilidade econômica e operacional dos projetos de geração, juntamente com estimativas relacionadas à expansão de linhas de transmissão. De acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ), em dezembro de 2011, quando levadas em consideração as unidades de geração do Sistema Interligado Nacional ( SIN ), os geradores de energia pertencentes aos sistemas isolados e os geradores privados, o Brasil possuía capacidade instalada total de MW. Atualmente, o SIN é dividido em quatro subsistemas elétricos: Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte. Um dos objetivos do PDE é completar a integração dos sistemas isolados de Manaus-Macapá ao subsistema do Norte até novembro de Em adição ao SIN, existem ainda os sistemas isolados, geralmente localizados nas regiões Norte de Nordeste do Brasil, que possuem como fonte única de energia elétrica aquela gerada por usinas termelétricas movidas a carvão e óleo, as quais são extremamente poluentes e geram custos que são de três a quatro vezes superiores, por exemplo, aos custos gerados por uma usina hidrelétrica. A Conta de Consumo de Combustível ( CCC ) foi introduzida pelo artigo 13, inciso III, da Lei No , de 5 de julho de 1973, conforme alterada, com o propósito de criar reservas financeiras, constituídas por meio de contribuições pagas anualmente por companhias de geração, transmissão e distribuição, que teriam como objetivo garantir o reembolso de parte dos custos de operações relacionadas à utilização de energia termelétrica no caso de ocorrência de algum evento adverso que afetasse as condições hidrológicas. Tal reembolso seria feito às companhias geradoras e distribuidoras que suportam gastos com energia elétrica gerada por termelétricas. As reservas financeiras mencionadas seriam utilizadas também para subsidiar a energia elétrica gerada pelos sistemas isolados, com o propósito de permitir que os consumidores desses sistemas pudessem arcar com custos de energia elétrica equivalentes àqueles suportados pelos consumidores servidos pela geração hidrelétrica (contudo, a Lei No deu fim ao rateio dos benefícios provenientes da redução de custos do consumo de combustíveis relativos à geração de energia elétrica), devido à significativa discrepância entre os valores pagos pelos consumidores nas regiões Norte e Nordeste quando comparado aos valores cobrados dos consumidores nas regiões Sul e Sudeste. Dessa forma, a interconexão entre os sistemas isolados e o SIN possibilitaria que consumidores nos sistemas isolados tivessem acesso a fontes de energia hidrelétrica, o que resultaria na redução dos custos de produção e na convergência de preços das áreas mencionadas com as demais regiões do país. PÁGINA: 137 de 486

144 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Dessa forma, o PDE pretende integrar os sistemas isolados ao SIN. Tal integração seria obtida por meio da construção de linhas transmissoras de Jauru/Vilhena (230kV), Tucuruí/Manaus (Cariri) (500kV) e Jurupari/Macapá (230kV), no menor intervalo de tempo possível, considerando que a análise preliminar para implementação do projeto de integração já foi concluída. Adicionalmente à integração dos sistemas isolados, o PDE também proporcionaria a expansão da geração elétrica por meio da melhoria da capacidade de geração, definida pelo PDE como a execução de um conjunto de trabalhos que têm por objetivo o aumento da capacidade e eficiência, conjuntamente com a modernização do parque energético já existente, o que não representaria muito em termos de capacidade assegurada, mas contribuiria para suprir o nível de aumento esperado na demanda energética. Segundo a ANEEL, a capacidade instalada total de geração de energia elétrica no Brasil em 2013 era de KW, com empreendimentos operantes. Atualmente, existem 147 empreendimentos sob construção e outros 543 com concessões outorgadas. Assim, uma capacidade de geração adicional de KW é esperada nos próximos anos. De acordo com o PDE, a capacidade instalada total brasileira de geração de energia está projetada para aumentar para 182,4 GW em 2021, dos quais GW (61,25%) estão previstos para serem provenientes de hidrelétricas e 70,6 GW (38,75%) para serem provenientes de termelétricas e de outras fontes. A Eletrobras atualmente controla aproximadamente 34% da capacidade instalada de geração de energia no Brasil e é responsável por aproximadamente 50% da capacidade instalada de transmissão acima de 230 kv. Adicionalmente, alguns estados brasileiros controlam entidades envolvidas na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. A parte restante do mercado é controlada por diversas empresas, incluindo Cemig, Copel, Tractebel, CPFL, Duke e Brasil Energia. Algumas dessas empresas associaram-se no passado. Em termos de receita líquida, a Eletrobras acredita ser a maior companhia geradora e transmissora de energia no Brasil. A Eletrobras participa principalmente de licitações relativas aos negócios de geração e transmissão de energia. Em 2013, de acordo com a Empresa de Pesquisa Energética ( EPE ), o consumo de energia elétrica no Brasil alcançou 463,740 GWh, o que representou um aumento de 3,5% quando comparado ao consumo total em O consumo de energia elétrica no Brasil em em 2012 foi de 448,113 GWh segundo a EPE, o que representou um aumento de 3.5% comparado ao consumo total de GWh em Histórico A Constituição brasileira prevê que o desenvolvimento, uso e venda de energia devem ser empreendidos diretamente pelo governo brasileiro ou indiretamente por meio de concessões, permissões ou autorizações. Historicamente, a indústria brasileira de energia tem sido dominada por concessionárias de geração, transmissão e distribuição controladas pelo governo brasileiro. A alteração desse cenário durante a administração de Fernando Henrique Cardoso ( ), período durante o qual muitas companhias controladas pelo Estado foram privatizadas no esforço de aumentar a eficiência e competição no setor. Nos últimos anos, o Governo Federal tomou uma série de medidas para remodelar a indústria de energia. Geralmente, essas medidas focavam o aumento de participação de investimentos estrangeiros e a eliminação de restrições aos investimentos externos, aumentando, dessa forma, a competição global na indústria de energia brasileira. PÁGINA: 138 de 486

145 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades O Governo Federal tomou, particularmente, as seguintes medidas: A Constituição brasileira sofreu emenda em 1995 pela Emenda Constitucional No. 6 com o intuito de permitir que companhias estrangeiras investissem em companhias brasileiras que detêm concessões no setor de geração de energia. Anteriormente a esta emenda, todas as concessões no setor de geração de energia eram controladas por indivíduos brasileiros, por entidades controladas por indivíduos brasileiros ou pelo governo brasileiro; O Governo Federal promulgou a Lei No , em 13 de fevereiro de 1995, a qual foi modificada pelas Leis No , de 21 de novembro de 2005, No , de 5 de janeiro de 2007 ( Lei de Concessões ) e promulgou também a Lei No , em 7 de julho de 1995 ( Lei das Concessões de Energia ) que, juntas: (i) exigem que todas as concessões que tenham como objeto serviços relacionados ao fornecimento de energia passem por processos públicos de licitação; (ii) permitiu gradualmente que certos consumidores de energia, com demanda significativa, designados como Consumidores Livres comprassem energia elétrica diretamente de fornecedores que detêm concessões; (iii) previu a criação de entidades de geração as quais, por meio de concessões, permissões ou autorizações, poderão gerar e vender, por conta e risco próprios, o total ou parte de sua produção de energia para Consumidores Livres, concessionárias de distribuição e agentes comerciais, entre outros ( Produtores Independentes de Energia ); (iv) garantiu aos Consumidores Livres e aos fornecedores de energia acesso a todos os sistemas de distribuição e transmissão; e (v) eliminou a necessidade de instauração de procedimentos licitatórios para construção e operação de projetos de energia com capacidade entre 1MW a 30MW (as chamadas Pequenas Centrais Hidrelétricas PCHs ) apesar de ser necessária a outorga de autorização ou permissão pela ANEEL ou pelo MME, conforme o caso; A partir de 1995, parcelas do controle acionário detidas por nós e por vários estados em determinadas companhias de geração e distribuição foram vendidas para investidores privados. Conjuntamente a isto, alguns governos estatais também venderam sua participação em grandes companhias de distribuição; Em 1998, o Governo Federal promulgou a Lei No ( Lei do Setor Elétrico ) para reformular a estrutura básica do setor energético. A Lei do Setor Elétrico prevê: o o o o a instituição de um órgão autorregulado responsável pela coordenação, compra e venda de energia elétrica disponível no sistema interligado ou Mercado Atacadista de Energia Elétrica MAE, entidade que substituiu o sistema anterior de geração regulamentada de preços e contratos de fornecimento. O Mercado Atacadista de Energia Elétrica MAE foi posteriormente substituído pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ( CCEE ); a exigência de que as companhias de distribuição e geração celebrassem contratos de fornecimento de energia iniciais ( Contratos Iniciais ), geralmente com compromissos take or pay, a preços e volumes aprovados pela ANEEL. A principal finalidade dos Contratos Iniciais era assegurar às companhias de distribuição acesso a um fornecimento de energia estável, a preços que garantissem taxa fixa de retorno às companhias de geração de energia elétrica durante o período de transição, estabelecendo assim um mercado de energia competitivo e livre; a criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico ( ONS"), uma entidade privada sem fins lucrativos responsável pelo gerenciamento operacional das atividades de geração e transmissão do SIN; e a instituição de licitações públicas para concessões relativas à construção e PÁGINA: 139 de 486

146 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades operação de usinas de geração e de instalações de transmissão; Em 2001, o Brasil enfrentou uma séria crise energética que durou até o fim de fevereiro de Como resultado, o Governo Federal implementou medidas que incluíam: o o um programa de racionamento do consumo energético nas regiões mais adversamente afetadas, quais sejam, Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste; e a criação da Câmara de Gestão de Crise de Energia Elétrica ( GCE ), que instituiu uma série de medidas emergenciais que previam a redução do consumo energético em pontos estratégicos para consumidores residenciais, comerciais e industriais nas regiões afetadas, por meio da introdução de regimes de tarifas especiais que encorajavam a redução do consumo energético. Concessões Em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o racionamento energético como resultado do grande aumento do fornecimento de energia elétrica (devido ao aumento significativo do nível das represas), e uma redução moderada na demanda, e em conformidade com tais condições, o Governo Federal promulgou, em abril de 2002, novas medidas que, entre outras estipulações, estabelecia um ajuste extraordinário de tarifa para compensar perdas financeiras nas quais incorreram os fornecedores de energia como resultado do racionamento obrigatório de energia elétrica; Em 15 de março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei nº ( Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ), e em 30 de julho de 2004 publicou o Decreto nº 5.163, em um esforço para reestruturar o setor elétrico, tendo como principal objetivo propiciar aos consumidores garantia de fornecimento de energia, combinada com tarifas baixas, lei esta que foi regulada por um número de decretos publicados pelo Governo Federal em julho e agosto de 2004, e ainda está sujeita a futuras regulamentações. Ver Questionamentos sobre a Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ; e No fim de 2012, o Governo Federal promulgou duas medida provisórias ( MP ) que alteraram consideravelmente o panorama geral do setor elétrico brasileiro, sendo elas a MP n.º 577, de 29 de agosto de 2012, e a MP n.º 579, de 11 de setembro de Ambas foram convertidas, respectivamente, nas leis n.º , de 27 de dezembro de 2012 e n.º , de 11 de janeiro de Em termos gerais, as MPs regulamentaram a intervenção do poder concedente no âmbito das concessões assim como a renovação das concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, respectivamente. As companhias ou consórcios que visem a construção ou operação de instalações de geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica no Brasil devem requerer ao MME ou à ANEEL, por delegação do MME, enquanto poder concedente, a outorga de concessão, permissão ou autorização, conforme o caso. As concessões outorgam direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica em uma área específica, por prazo específico, apesar de poder ser revogada a qualquer momento com base apenas na discricionariedade do MME, seguindo consulta à ANEEL. Este prazo é usualmente de 35 anos para novas concessões de geração e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. PÁGINA: 140 de 486

147 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades A Lei de Concessões identifica, entre outras estipulações, as condições que a concessionária deverá atender ao prestar serviços de energia elétrica, os direitos dos consumidores e as obrigações da concessionária e do poder concedente. Ademais, a concessionária deverá observar os regulamentos em vigor que regem o setor elétrico. As principais disposições da Lei de Concessões estão resumidas a seguir: Serviço adequado. A concessionária deverá prestar serviço adequado para satisfazer igualmente, entre outros fatores, a regularidade, continuidade, eficiência, segurança e acessibilidade do serviço. Servidões. A concessionária poderá utilizar terrenos públicos ou solicitar que o poder concedente declare de utilidade pública imóveis privados, de forma a beneficiar a concessionária. Neste caso, a concessionária deverá indenizar os proprietários afetados. Responsabilidade objetiva. A concessionária tem responsabilidade objetiva por todos os danos decorrentes da execução dos seus serviços. Mudanças no controle societário. O poder concedente deverá aprovar qualquer alteração direta ou indireta no controle societário da concessionária. Intervenção pelo poder concedente. O poder concedente poderá intervir na concessão, mediante procedimento administrativo, para assegurar a prestação adequada dos serviços pela concessionária, bem como a plena observância por ela das disposições contratuais e regulatórias aplicáveis. O procedimento de intervenção foi regulamentado por meio da MP n.º 577, convertida na Lei n.º /2012. Extinção da concessão. O contrato de concessão poderá ser extinto por meio de encampação e/ou caducidade. A encampação corresponde ao término antecipado de uma concessão por razões relacionadas ao interesse público, devendo ser expressamente estabelecida por lei. A caducidade deverá ser declarada pelo poder concedente após a emissão de decisão administrativa final no sentido de que, entre outros fatores: (i) houve falha na prestação de serviços adequados ou no cumprimento das leis e regulamentações aplicáveis; (ii) a concessionária não mais possui capacidade técnica, financeira ou econômica para a prestação adequada de serviços; ou (iii) não cumprimento pela concessionária das penalidades imputadas pelo poder concedente. A concessionária poderá contestar qualquer encampação ou caducidade em esfera judicial e terá direito de receber indenização pelos investimentos por ela realizados em bens reversíveis que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer valores correspondentes a multas, perdas e danos devidos pela concessionária. Advento do termo contratual. Quando do advento do termo contratual da concessão, todos os bens, direitos e prerrogativas que estiverem substancialmente relacionados à prestação dos serviços de energia elétrica serão revertidos ao Governo Federal. Após o término do contrato, a concessionária tem o direito de receber indenização pelos investimentos por ela realizados em bens reversíveis que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados até o momento do término contratual. PÁGINA: 141 de 486

148 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Penalidades A Lei No de 26 de dezembro de 1996, conforme alterada, promulgada pelo Governo Federal e complementada por regulamentação da ANEEL, estabelece a imposição de sanções contra os agentes do setor elétrico e classifica as penalidades apropriadas, com base na natureza e relevância da violação (incluindo avisos, multas, suspensão temporária do direito de participar em licitações de novas concessões, permissões ou autorizações e caducidade). Para cada violação, as multas podem chegar a 2,0% do valor da receita da concessionária no período dos últimos 12 meses, anteriormente a qualquer auto de infração ou, no caso de produtores independentes ou autoprodutores, o valor estimado de energia produzida no mesmo período. Algumas infrações que podem resultar em multas são relacionadas às falhas do agente no que tange a solicitação de aprovação pela ANEEL, a seguir resumidas (de acordo com a Resolução No. 63/2004 da ANEEL, conforme alterada): ingressar em determinadas transações com partes relacionadas; venda ou cessão de ativos relacionados aos serviços prestados, bem como a constituição de qualquer gravame (incluindo qualquer depósito em garantia, caução, fiança, penhor ou hipoteca) sobre tais ativos ou qualquer outro ativo relacionado à concessão ou à receita ligada à prestação de serviços de energia elétrica; mudanças, diretas ou indiretas, no controle societário do detentor da permissão ou concessão; e o não cumprimento do cronograma de início da operação comercial relativo às usinas de geração, conforme previamente aprovado pela ANEEL por meio do respectivo contrato. No que tange os contratos celebrados entre partes relacionadas que são submetidos à aprovação da ANEEL, esta pode impor restrições aos termos e condições desses contratos e, em circunstâncias extremas, determinar que o contrato seja imediatamente rescindido. Ademais, a ANEEL possui a função institucional de controlar as operações societárias do setor de energia, requerendo que estas operações (mudanças no controle dos agentes do setor de energia elétrica) sejam submetidas previamente à aprovação da ANEEL antes de serem implementadas. PÁGINA: 142 de 486

149 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Renovação de Concessões Lei n.º /2013 Em 2012, o Governo Federal promulgou a MP n.º 579/2012, convertida na Lei n.º /2013. Dentre outras provisões, o principal objetivo do ato normativo é regular as condições de renovação de concessões dede geração, distribuição e transmissão de energia elétrica. A Lei n.º /2013 (i) estabelece as condições para a renovação de concessões dede geração, distribuição e transmissão de energia elétrica; (ii) assegura redução de tarifas; e (iii) cria um sistema de quotas caracterizado pela alocação da energia gerada por usinas hidrelétricas às concessionárias de distribuição do SIN. (i) Condições para a renovação das concessões de geração, distribuição e transmissão de energia elétrica O poder concedente poderá prorrogar o vencimento das concessões de geração, distribuição e transmissão de energia elétrica por um período máximo de 30 anos adicionais, desde que as concessionárias aceitem novas condições específicas impostas pela lei de modo a assegurar a continuidade do suprimento de energia e a redução das tarifas. Os principais termos e condições impostos pela Lei n.º /2013 para a renovação das concessões estão indicados a seguir: Geração hidrelétrica: a renovação é condicionada (i) às tarifas determinadas pela ANEEL, (ii) à comercialização de acordo com o sistema de alocação de quotas, e (iii) ao cumprimento de padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL; Autoprodutores: para a renovação das concessões, o autoprodutor deverá se submeter a pagamentos adicionais pelo uso de bens públicos que serão usados pelo Governo Federal para a redução das tarifas de energia cobradas dos consumidores; Geração termelétrica: a renovação deverá ser solicitada pela concessionária no mínimo 24 meses antes do término da concessão. Caso solicitada, a renovação será concedida por um período máximo de 20 anos; Transmissão de energia: a renovação das concessões de transmissão está sujeita à redução da receita anual permitida ( RAP ), que corresponde ao valor anual recebido pela concessionária pela prestação de serviços públicos de transmissão, conforme calculada pela ANEEL, bem como ao atendimento a padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL. Distribuição de energia: a renovação está sujeita a condições específicas estabelecidas em um aditivo ao contrato de concessão (que será celebrado com as empresas que solicitarem a renovação de suas concessões), de modo a otimizar os serviços das concessionárias de distribuição, bem com ao atendimento a padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL. Até 31 de dezembro de 2013, o Governo Federal não havia promulgou nenhuma regulamentação que estabelecesse condições específicas para a renovação de concessões de distribuição de energia. As novas condições exigidas para a renovação das concessões serão formalizadas por meio de aditivos aos contratos de concessão. As concessões que não sejam renovadas de acordo com os termos e condições da Lei n.º /2013 serão revertidas para o poder concedente após o término do prazo de concessão e, posteriormente, submetidas a procedimentos competitivos conduzidos pela ANEEL, nos termos da Lei n.º 8.666/1993. Os ativos de geração, transmissão ou distribuição assim licitados serão concedidos ao vencedor do certame por um período de 30 anos. A concessionária atual PÁGINA: 143 de 486

150 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades permanecerá, nos termos da Lei n.º /2013, responsável pela prestação dos serviços públicos até a assunção da concessão pelo vencedor do certame. O Ministério de Minas e Energia determinará o valor dos investimentos não amortizados para as concessões que serão renovadas. Nos termos da determinação do Ministério, os valores de indenização para as empresas da Eletrobras são os seguintes: Contratos de Concessão de Geração Concessionária Usina Hidrelétrica Potência (MW) Indenização (milhares de R$) Início das Operações Eletrobras Chesf Xingó 3,162.0 R$ de dezembro de 1994 Eletrobras Chesf Paulo Afonso IV 2, R$ º de dezembro de 1979 Eletrobras Chesf Luiz Gonzaga (Itaparica) 1,479.6 R$ de junho de 1988 Eletrobras Furnas Marimbondo 1,440.0 R$ de outubro de 1975 Eletrobras Chesf Apolônio Sales (Moxotó) R$ de abril de 1977 Eletrobras Furnas Corumbá I R$ º de abril de 1997 Eletrobras Chesf Boa Esperança (Castelo Branco) R$ de abril de 1970 Eletrobras Eletronorte Coaracy Nunes 68.0 R$ de dezembro de 1995 Contratos de Concessão de Transmissão Concessionária Contrato de Concessão Indenização (milhares de R$) Eletrobras Chesf 061/2001-ANEEL R$ Eletrobras Eletronorte 058/2001-ANEEL R$ Eletrobras Eletrosul 057/2001-ANEEL R$ Eletrobras Furnas 062/2001-ANEEL R$ (ii) Redução de Tarifas Nos termos da Lei n.º /2013, a redução das tarifas resultará (i) da redução de encargos setoriais, tais como a CCC, a CDE e a RGR; (ii) dos novos cálculos de tarifas e RAPs das concessões renovadas, conforme indicado acima; e (iii) de investimentos pelo Governo Federal. (iii) Sistema de Alocação de Quotas A Lei n.º /2013 criou, também, um mecanismo de alocação, para o Ambiente Regulado, da energia gerada pelas usinas hidrelétricas conectadas ao SIN cujas concessões foram renovadas nos termos da nova regulamentação, com o propósito de aumentar o volume de energia disponível às concessionárias de distribuição e reduzir as tarifas cobradas do consumidor final. As quotas e a proporção da energia alocada às concessionárias de distribuição serão revistas periodicamente. Intervenção Administrativa nas Concessões Em agosto de 2012, o Governo Federal promulgou a Lei n.º /2012 para regular o processo de intervenção pela ANEEL sobre as concessionárias de modo a assegurar a qualidade dos serviços prestados e o cumprimento das obrigações legais, regulatórias e contratuais por tais concessionárias. Adicionalmente, a Lei n.º /2012 regulamentou a extinção ou encampação da concessão em caso de liquidação ou falência da concessionária, bem como o procedimento administrativo necessário para a extinção da concessão. A Lei n.º /2012 alterou o ordenamento ao regulamentar a vedação às concessionárias de energia de iniciarem procedimentos de recuperação judicial e extrajudicial. PÁGINA: 144 de 486

151 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Deficit de Contratação de Energia das Distribuidoras No início de 2014, em razão de condições hidrológicas adversas, as distribuidoras de energia enfrentaram um déficit de contratação de energia em relação à demanda de seus consumidores de aproximadamente MW. Assim, as distribuidoras tiveram que comprar energia junto a usinas termelétricas de modo a assegurar o fornecimento da demanda de energia elétrica nacional. Essa energia foi adquirida a preços elevados. O Governo Federal anunciou, em 13 de março de 2014, certas medidas como forma de auxiliar as distribuidoras de energia a enfrentar esses custos e despesas não esperados durante o período entre fevereiro e dezembro de 2014: (i) um leilão de comercialização de energia a ser conduzido pela ANEEL e pelo MME em abril de 2014, para compensar o déficit de energia contratada de tais distribuidoras; (ii) uma contribuição financeira, pelo Tesouro Nacional, de até R$4,0 bilhões, por meio da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). O Governo Federal autorizou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ( CCEE ) a contratar operações financeiras no valor de até R$11,2 bilhões, auxiliar as distribuidoras de energia. O Decreto n.º 8.221, de 01 de abril de 2014, emitido pelo Governo Federal, criou a Conta no Ambiente de Contratação Regulada (Conta ACR), que concentrará os recursos para contratar e quitar tais obrigações financeiras. As distribuidoras, após o processo de revisão tarifária de 2015, deverão transferir determinados valores definidos pela ANEEL à CDE para quitar os financiamentos por contratados pela CCEE. Principais Autoridades Regulatórias Ministério de Minas e Energia MME O MME é o principal órgão regulador do Governo Federal no que concerne ao setor de energia elétrica, atuando como autoridade representante do Governo Federal, com capacidade de supervisão e elaboração de diretrizes e regulamentações. O Governo Federal, agindo principalmente por intermédio do MME, assumiu certos deveres que estavam anteriormente sob a responsabilidade da ANEEL, incluindo a elaboração de diretrizes que regem a outorga de concessões e a expedição de diretrizes que regem os leilões para concessões atinentes a serviços públicos e bens públicos. Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL O setor elétrico brasileiro é regulado pela ANEEL, uma agência reguladora federal independente. A principal função da ANEEL é regular e fiscalizar o setor elétrico, de acordo com a política determinada pelo MME, e responder a questões que sejam delegadas a ela pelo Governo Federal e pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras: (i) administrar as concessões para atividades de geração, transmissão e distribuição de energia, incluindo a aprovação de tarifas de energia elétrica; (ii) promulgar regulamentos para o setor elétrico; (iii) implementar e regulamentar a exploração de recursos energéticos, incluindo o uso de energia hidrelétrica; (iv) promover licitações para as novas concessões; (v) julgar processos administrativos entre geradoras e compradores de energia elétrica; e (vi) definir critérios e metodologias para a determinação das tarifas de transmissão. Conselho Nacional de Política Energética CNPE Em 6 de agosto de 1997, de acordo com o artigo 2 da Lei no , o Conselho Nacional de Política Energética, ou CNPE, foi criado para assessorar o Presidente no que tange o desenvolvimento e criação de uma política energética nacional. O CNPE é presidido pelo MME e a maioria dos seus membros são funcionários do Governo Federal. O CNPE foi criado para aperfeiçoar o uso dos recursos energéticos brasileiros, para garantir o suprimento de energia ao País e para revisar periodicamente o uso de fontes de energia tradicionais ou alternativas para determinar se o País está utilizando uma variedade de fontes de energia ou se é altamente dependente de uma fonte específica. PÁGINA: 145 de 486

152 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Operador Nacional do Sistema ONS O ONS foi criado em 1998 pela Lei No , datada de 27 de maio de O ONS é uma entidade privada sem fins lucrativos, composta pelas concessionárias, outras entidades legais que detêm permissões ou autorizações no mercado de energia elétrica e consumidores conectados ao SIN. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico concedeu ao Governo Federal poder para nomear três diretores do ONS. O principal papel do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão de energia no SIN, observadas a regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e principais responsabilidades do ONS incluem, entre outros: planejamento operacional para o setor de geração de energia, organização do uso nacional do SIN e interconexões internacionais, garantindo que todas as partes no setor energético tenham acesso ao sistema de transmissão de forma não discriminatória, auxiliando na expansão do sistema de energia elétrica, propondo planos ao MME para expansão da rede básica de transmissão (nos quais as propostas devem ser levadas em consideração no planejamento de expansão do sistema de transmissão) e submetendo normas relacionadas à operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE Em 12 de agosto de 2004, o Governo Federal promulgou Decreto estabelecendo as regulamentações aplicáveis à nova Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Em 10 de novembro de 2004, a CCEE substituiu o Mercado Atacadista de Energia ( MAE ), mercado no qual as companhias de geração de energia, comerciantes de energia e importadores e exportadores de energia elétrica participavam e no qual o preço a vista da energia elétrica era determinado. A CCEE tornou-se responsável por todos os ativos e operações do MAE (que eram previamente regulados pela ANEEL). Um dos principais papéis da CCEE é conduzir licitações públicas no Ambiente de Contratação Regulado (ver O Ambiente de Contratação Regulado ). Adicionalmente, a CCEE é responsável, entre outras atribuições: (i) pelo registro de todos os contratos de compra de energia nos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado, e contratos resultantes de ajustes de mercado e do volume de energia contratada no Ambiente de Contratação Livre, ver Ambiente de Contratação Livre ; e (ii) por contabilizar e justificar as operações de curto prazo. Os membros da CCEE incluem companhias geradoras, distribuidoras e comercializadoras de energia, assim como Consumidores Livres. Seu conselho de administração é composto por quatro conselheiros escolhidos pelos seus membros e um conselheiro escolhido pelo MME, que atua como presidente do conselho de administração. O MME determina o preço máximo de venda de energia por meio de licitações, conforme exigido pelo Decreto No , de Empresa de Pesquisa Energética EPE Em 16 de agosto de 2004, o Governo Federal promulgou o decreto que criou a EPE, companhia estatal responsável pela condução de pesquisas estratégicas sobre o setor energético, incluindo, dentre outros, a energia elétrica, petróleo, gás, carvão e fontes de energia renováveis. A pesquisa mantida pela EPE é subsidiada pelo MME como parte de sua atuação no setor energético. Ademais, a EPE é a entidade encarregada da qualificação técnica de projetos, participando em licitações promovidas pela ANEEL para venda de energia. PÁGINA: 146 de 486

153 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico CMSE A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico autorizou a criação, sob o Decreto No , de 9 de agosto de 2004, do Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico, que atua sob direção do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das condições de fornecimento do sistema e pela proposição de medidas preventivas (incluindo medidas em demandas relacionadas à energia elétrica e à contratação de reservas de estoque) para restaurar as condições de serviço, quando aplicável. Transmissão de Energia Elétrica no Brasil O transporte de elevado volume de energia elétrica por longas distâncias é feito por meio de uma rede de linhas de transmissão e subestações de alta voltagem (variando de 230kV a 750kV), conhecida como Rede Básica. Qualquer agente do mercado de energia elétrica que produzir ou consumir energia elétrica tem o direito de utilizar a Rede Básica. As linhas de transmissão no Brasil são geralmente muito longas, uma vez que a maior parte das usinas hidrelétricas está usualmente afastada dos grandes centros de consumo de energia elétrica. Atualmente, o país possui um sistema praticamente interligado. Apenas o estado de Roraima e parte dos estados do Pará, Amazonas, Amapá e Rondônia ainda permanecem desconectados do SIN. Nesses estados, o fornecimento é feito por pequenas usinas térmicas ou usinas hidrelétricas próximas às respectivas capitais. O SIN proporciona a troca de energia elétrica entre diferentes regiões caso uma destas enfrente problemas relativos à geração de energia hidrelétrica devido a uma queda no nível de suas represas. Como a temporada de chuvas é diferente no sul, sudeste, norte e nordeste do Brasil, as linhas de transmissão de maior voltagem (500kV ou 750kV) tornaram possível o fornecimento de energia elétrica às regiões incapazes de produzir energia elétrica suficiente pelos centros geradores localizados em regiões mais favoráveis. A operação e gerenciamento da Rede Básica é de responsabilidade do ONS, o qual é responsável também pelo gerenciamento da transmissão de energia de usinas em condições otimizadas, envolvendo o uso de reservas hidrelétricas e de usinas termelétricas do SIN. O sistema de transmissão da Eletrobras, que consiste em um conjunto de linhas de transmissão conectadas a subestações, é constituído por aproximadamente km de linhas de transmissão, correspondendo a aproximadamente 50,0% do total de linhas no Brasil com voltagem igual ou superior a 230kV. Além de operar e gerenciar esse sistema observando os padrões de desempenho e qualidade requeridos pela ANEEL, a Eletrobras participa ativamente na expansão das linhas de transmissão por meio de concessões em licitações conduzidas pela ANEEL, individualmente ou por meio de consórcios, bem como por meio de permissões para reforço do sistema atual. Os maiores projetos de transmissão sob desenvolvimento pela Eletrobras são: (i) LT 230 kv Funil Itapebi C3 (BA); (ii) LT 230 kv Picos Tauá II (PI/CE); (iii) LT 345 kv Tijuco Preto Itapeti Nordeste (SP); (iv) LT 600 kv Porto Velho Araraquara (RO/SP); (v) LT 230 kv Eunapólis Teixeira de Freitas II C2 (BA); (vi) Interligação Manaus Boa Vista (AM/RR); (vii) Interligação Brasil Uruguai (RS); (viii) LT 500 kv Salto Santiago Itá Nova Santa Rita (PR/SC/RS); (ix) LT 500 kv Nova Santa Rita Povo Novo Marmeleiro (RS); and (x) LT 500 kv Bom Despacho 3 Ouro Preto 2 (MG).. O Brasil possui um total de seis interconexões médias ou grandes com outros países na América do Sul, quatro delas operadas por nós, conforme descrito abaixo: com o Paraguai, por meio de quatro linhas de transmissão de 500kV conectando a Usina de Itaipu à subestação Margem Direita (Paraguai) e à subestação Foz do Iguaçu, Brasil. O volume energético de 50 Hz de Itaipu é transportado para a subestação PÁGINA: 147 de 486

154 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Ibiúna, em São Paulo, por meio de um sistema de transmissão de corrente contínua com capacidade de MW; com o Uruguai, por meio da estação Rivera, conversora de frequência, no Uruguai, com capacidade de 70 MW e linha de transmissão de 230 kv conectada à subestação Livramento, Brasil; com a Argentina, por meio da estação Uruguaiana, conversora de frequência, no Brasil, com capacidade de 50 MW e linha de transmissão de 132 kv conectada a Paso de Los Libres, na Argentina; e com a Venezuela, por meio de uma linha de transmissão com capacidade de 200 MW, que conecta a cidade de Boa Vista, no estado de Roraima, à cidade de Santa Elena, na Venezuela. No ambiente de transição ( ), houve um declínio gradual no volume de energia elétrica contratada sob os Contratos Iniciais, as companhias de geração pagavam pelo uso da rede de linhas de transmissão, enquanto se exigia dos distribuidores o pagamento de dois tipos de tarifas de transmissão: (i) tarifas nodais, associadas a cada ponto de conexão dos quais esses distribuidores demandavam voltagem; e (ii) a tarifa de transmissão, associada aos Contratos Iniciais, a qual foi aplicada a apenas parte da demanda contratada naquele ambiente. Uma vez que o volume contratado sob os Contratos Iniciais caíram para zero, as companhias geradoras, distribuidoras e vendedoras de energia elétrica e os Consumidores Livres tinham acordos de livre acesso governando o uso de linhas de transmissão em condições equivalentes às impostas aos agentes que ingressaram no mercado após o livre acesso ter se tornado compulsório. Neste ambiente de livre mercado, as tarifas de transmissão são determinadas com base no uso que cada parte efetivamente faz do Sistema Básico ao acessá-lo. A Lei do Novo Mercado do Setor Elétrico: o Ambiente de Contratação Livre e o Ambiente de Contratação Regulado A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu mudanças substanciais na regulação do setor de energia elétrica com o propósito de: (i) sanar deficiências no sistema elétrico brasileiro e (ii) criar incentivos para assegurar o crescimento do setor de energia elétrica para auxiliar o desenvolvimento econômico e social do Brasil. Por meio dessa Lei, o legislador procurou proteger os consumidores cativos das concessionárias de energia e produzir energia elétrica contínua e com baixo custo, com o menor impacto ambiental possível. As principais características da Lei do Novo Mercado do Setor Elétrico são: Criação: (i) do Ambiente de Contratação Regulado, no qual a compra e venda de energia elétrica deve seguir determinadas regras impostas pela ANEEL e deve ocorrer por meio da CCEE; e (ii) de um mercado dirigido especificamente para certos participantes (por exemplo, consumidores livres e comercializadoras de energia), para permitir um certo grau de concorrência comparado ao Ambiente de Contratação Regulado, chamado de Ambiente de Contratação Livre, no qual as partes estão livres para negociar os termos e condições de seus contratos de compra e venda; Restrições a certas atividades de distribuidores, com o intuito de assegurar que estes foquem unicamente em seu negócio principal, garantindo serviços mais seguros e eficientes para os consumidores cativos; Eliminação da autocontratação, com o objetivo de incentivar os distribuidores a comprarem energia elétrica em seu menor preço disponível em vez de comprá-la de partes relacionadas; e Respeito aos contratos celebrados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, com o intuito de proporcionar estabilidade às transações realizadas antes de PÁGINA: 148 de 486

155 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades sua promulgação. A Lei do Novo Mercado do Setor Elétrico exclui a nós e às nossas subsidiarias do Programa Nacional de Privatização, que é um programa criado pelo Governo Federal em 1990 com o objetivo de promover um processo de privatização de companhias estatais. Questionamentos quanto à Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico Alguns aspectos da Medida Provisória No. 144, de 10 de dezembro de 2003, que originou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estão sendo questionados em bases constitucionais perante o Supremo Tribunal Federal nas ADIs No e Os pedidos liminares em ambas as ações foram negados pelo STF em decisão publicada em 26 de outubro de Uma decisão final de mérito está sujeita à maioria de votos dentre onze ministros, considerando que deve ser respeitado o quorum mínimo de oito ministros. Até a presente data, o Supremo Tribunal Federal não chegou a uma decisão final sobre os méritos desses processos e não é sabido quando essa decisão será proferida. O Supremo Tribunal Federal decidiu por seis votos a quatro negar o pedido liminar para suspender os efeitos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico até que seja proferida uma decisão final sobre a questão. Contudo, os julgamentos das ADIs permanecem pendentes. Dessa forma, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico começou a vigorar em março de 2004 e está vigente até a presente data. Independentemente da decisão final do STF, espera-se que parte da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico relacionada a restrições impostas às companhias de distribuição que realizam atividades que não estão relacionadas à distribuição de energia elétrica, incluindo venda de energia pelas companhias distribuidoras para consumidores livres e a eliminação da autocontratação permanecerá em pleno vigor e efeito. Caso a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico seja integralmente, ou tenha parcela relevante, decretada inconstitucional pelo STF, o sistema regulatório introduzido pela referida lei poderá perder sua efetividade, gerando insegurança a respeito de como o Governo Federal irá definir as normas que deverão reger o setor de energia elétrica. Considerando que a Eletrobras já adquiriu praticamente todo o volume de energia de que necessita por meio de suas subsidiárias, presentes tanto no Ambiente de Contratação Regulado quanto no Ambiente de Contratação Livre, e que se espera que o repasse de taxas continue sendo regulado pelo regime anterior à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, não dependendo do resultado da decisão a ser proferida pelo STF, a Eletrobras acredita que neste curto período, os efeitos desta decisão, qualquer que seja ela, em suas atividades será relativamente limitado. É difícil prever os efeitos que um resultado desfavorável teria sobre a Eletrobras ou sobre o setor elétrico como um todo, podendo ocasionar um impacto adverso nos negócios e nos resultados de operações da Eletrobras, mesmo em curto prazo (ver Item 4.1 deste Formulário de Referência). Ambientes de Comercialização de Energia Elétrica Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as operações de compra e venda de energia elétrica são conduzidas em dois diferentes segmentos de mercado: (1) o mercado regulado (Ambiente de Contratação Regulado), que contempla a compra por companhias de distribuição por meio de licitações públicas de toda a energia elétrica necessária para atender seus clientes, e (2) o mercado livre (Ambiente de Contratação Livre), que contempla a compra de energia elétrica por entidades não reguladas (tais como os Consumidores Livres e comercializadoras de energia elétrica). Contudo, a energia elétrica gerada por usinas qualificadas sob o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica ( Proinfa ), usinas de energia nuclear e a Itaipu são regidas por um regime especial para a comercialização e, portanto, não estão sujeitas às normas dos mercados livre ou regulado. A energia elétrica gerada por Itaipu, a mais relevante dentre as fontes de energia sujeitas a regime especial incluindo o Decreto No. 4550, de 27 de dezembro de 2002, é vendida à Eletrobras e às concessionárias no mercado de energia elétrica do Sul e Centro-Sudeste proporcionalmente às suas participações nesses mercados. As tarifas pela energia elétrica gerada por Itaipu são fixadas com base no dólar americano e PÁGINA: 149 de 486

156 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades estabelecidas de acordo com um tratado entre o Brasil e o Paraguai. Consequentemente, tais tarifas aumentam ou decrescem de acordo com a variação da cotação do dólar americano em relação ao real. Alterações no preço da energia elétrica gerada por Itaipu são, contudo, sujeitas ao repasse integral nas tarifas de distribuição. Ambiente de Contratação Regulado As companhias de distribuição de energia devem atender à demanda do mercado por meio do fornecimento prioritário de energia elétrica adquirida em licitações no Ambiente de Contratação Regulado. As distribuidoras, contudo, devem adquirir energia elétrica de: (i) companhias geradoras que estão em conexão direta com essas, exceto por companhias de geração hidrelétrica com capacidade superior a 30 MW e algumas companhias de geração termelétrica; (ii) projetos de geração de energia elétrica que participam da fase inicial do Proinfa, e algumas companhias distribuidoras de energia elétrica dos mercados de energia do Sul e do Centro- Sudeste; e (iii) a usina hidrelétrica de Itaipu. Os leilões públicos de energia elétrica voltados para novos projetos de geração ocorrem: (i) cinco anos antes da data inicial de entrega (ou leilões A-5 ); e (ii) três anos antes da data inicial estimada de entrega (ou leilões A-3 ). Leilões de energia elétrica relativos a instalações de geração de energia elétrica já existentes ocorrem (i) um ano antes da data estimada inicial de entrega (ou leilões A-1 ) e/ou (ii) no mesmo ano da data inicial estimada de entrega (ou leilões A ). Adicionalmente, o Governo Federal, direta ou indiretamente por meio da ANEEL, realiza leilões públicos para a venda de energia elétrica para distribuidores de energia para permitir que estes distribuidores ajustem os seus volumes de energia elétrica conforme o necessário, de maneira a atender à demanda de seus consumidores, ou aos Ajustes de Mercado. Os leilões são organizados pela ANEEL em observância às diretrizes estabelecidas pelo MME, incluindo a exigência de utilizar o critério do menor lance para determinar o vencedor da licitação. Cada geradora que participa do leilão precisa celebrar um contrato de compra e venda de energia elétrica com as distribuidoras proporcionalmente à demanda estimada de energia elétrica dessas distribuidoras. Os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado ( CCEAR ), relativos aos leilões A-5 e A-3, possuem prazo entre 15 e 30 anos, e aqueles referentes aos leilões A-1 possuem prazo entre três e 15 anos. OS CCEARs referentes aos leilões A possuem prazo entre 15 e 30 anos. Os CCEARs relativos a fontes alternativas possuem prazo entre dez e 30 anos. A única exceção a essas regras está relacionada com a licitação para ajuste de mercado, na qual as companhias de geração e distribuição celebrarão contratos bilaterais de dois anos que devem ser registrados na ANEEL e na CCEE. As normas dispõem também que dever ser estabelecido um mecanismo de repasse de tarifas denominado Valor Anual de Referência, que limita o custo de aquisição de energia elétrica que pode ser repassado aos consumidores finais. O Valor Anual de Referência corresponde à média ponderada dos preços de energia nos leilões A-5 e A-3, calculada com relação a todas as companhias de distribuição. O Valor Anual de Referência cria um incentivo para que as companhias de distribuição contratem suas demandas de energia previstas nos leilões A-5, nos quais se espera que os preços sejam mais baixos do que nos leilões A-3. A ANEEL permite às companhias o repasse de seus custos com a aquisição de energia elétrica para consumidores finais quando em conformidade com os seguintes critérios: (i) nos leilões A- 5, é permitido às companhias o repasse de todos os custos aos consumidores, sujeitos às limitações abaixo; (ii) nos leilões A-3 é permitido às companhias: (a) o repasse de todos os custos com aquisição de energia elétrica nos leilões A-5, até o limite de 2% sobre a diferença entre a energia adquirida nos leilões A-3 ocorridos durante o ano e a demanda de energia das distribuidoras; e (b) repassar o custo de leilões A-5 ou A-3, prevalecendo o que tiver menor PÁGINA: 150 de 486

157 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades valor; (iii) nos leilões A-1, é permitido às companhias o repasse integral dos custos ao consumidor; (iv) nos leilões para ajuste de mercado e naqueles de aquisição de energia diretamente de uma usina de geração conectada ao sistema elétrico do distribuidor (exceto nos casos estabelecidos por lei), é permitido às companhias o repasse de todos os custos até o limite no Valor Anual de Referência para os consumidores; e (v) nos leilões de energia proveniente de fontes alternativas e outras determinadas pelo Governo Federal, é permitido às companhias o repasse de todos os custos ao consumidor. A ANEEL mantém o valor econômico do Valor Anual de Referência por meio de seu reajuste com o índice acordado nas CCEARs. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabeleceu as seguintes limitações para a capacidade das distribuidoras de repasse de custos ao consumidor: não haverá repasse de custos com compras de energia em volume superior a 103% da demanda efetivamente observada pela distribuidora; o repasse de custos com aquisição de energia elétrica proveniente de novos projetos de geração é equivalente à diferença entre o limite mínimo de compra (96% da energia contratada reposta de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico) e a energia adquirida nos leilões A-1, que será limitada ao valor da média ponderada (em reais/mwh) dos preços de aquisição dos leilões A-1, exceto quando este limite for aplicado apenas: (i) nos primeiros três anos seguintes aos leilões A-1, nos quais o limite mínimo de compra não foi atingido; (ii) para os CCEARs relacionados à parcela de energia adquirida nos leilões A-3 e A-5 de maior preço; o MME estabelecerá o preço máximo de aquisição para energia elétrica gerada em projetos já existentes; e caso as distribuidoras não cumpram a obrigação de contratar integralmente sua demanda, o repasse dos custos da energia adquirida no mercado de curto prazo da CCEE será equivalente ao Preço de Liquidação das Diferenças ( PLD ) ou ao Valor Anual de Referência, o que for menor. Os leilões no mercado regulado, sujeitos às condições estipuladas nos respectivos pedidos de propostas, podem originar dois tipos de CCEARs: (i) Contratos de Quantidade de Energia; e (ii) Contratos de Disponibilidade de Energia, ambos definidos abaixo. Sob o Contrato de Quantidade de Energia, um gerador de energia elétrica se compromete a suprir uma determinada quantidade de energia elétrica e assume o risco de o suprimento de energia poder ser afetado adversamente por condições hidrológicas e baixo nível de reservatórios, entre outras condições, o que poderia interromper o fornecimento de energia, sendo que, neste caso, será exigida do gerador a compra de energia elétrica em outra localidade, com o objetivo de cumprir com seus compromissos de fornecimento. Sob o Contrato de Disponibilidade de Energia, uma geradora se compromete a produzir uma quantidade específica disponível para o mercado regulado. Nesse caso, a receita do gerador é garantida e as companhias de distribuição assumem o risco de escassez de provisão. Contudo, o aumento nos preços da energia elétrica devido à escassez de provisão é repassado pelas companhias de distribuição aos consumidores. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que todas as companhias de geração, distribuição e comercialização de energia, produtores independentes de energia elétrica e consumidores livres devem informar o MME, em primeiro de agosto de cada ano, sobre suas demandas estimadas de energia elétrica ou geração estimada de energia elétrica, de acordo com o caso, pelos próximos cinco anos. Para encorajar distribuidoras de energia elétrica a fazerem estimativas precisas e celebrarem CCEARs, os repasse de tarifas, conforme mencionado acima, são permitidos desde que a energia elétrica adquirida permaneça dentro PÁGINA: 151 de 486

158 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades dos 103,0% da demanda efetivamente observada pela companhia de distribuição. O excesso ou escassez de energia no que concerne a aquisição de energia elétrica no mercado regulado pelas distribuidoras podem ser compensados por meio de um mecanismo de compensação gerenciado pela CCEE. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, distribuidoras de energia possuem o direito de repassar a seus clientes os custos relacionados à energia elétrica adquirida por meio de leilões públicos, bem como quaisquer tributos e encargos setoriais relacionados às concessões, sujeito a certas limitações relacionadas à incapacidade das distribuidoras de realizar de forma precisa uma previsão de sua demanda. Convenção de Comercialização de Energia Elétrica As Resoluções da ANEEL nº 109, de 26 de outubro de 2004, e nº 210, de 24 de fevereiro de 2006, estabeleceram a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, que regula a organização e funcionamento da CCEE e as condições para comercialização de energia elétrica, além de definir, dentre outros aspectos: (i) os direitos e obrigações dos Agentes da CCEE; (ii) as penalidades aplicáveis aos agentes infratores; (iii) meios para resolução de conflitos; (iv) regras para comercialização nos ambientes de contratação livre e regulado; e (v) os procedimentos contábeis e de liquidação para transações de curto prazo. A CCEE é uma organização sem fins lucrativos, cujos membros são agentes do setor elétrico brasileiro (alguns agentes não são membros obrigatórios da CCEE e podem ser representados por outros membros). A CCEE é responsável por (i) registrar as condições nas quais os contratos de compra e venda de energia foram firmados, especialmente quanto aos seus termos e quantidade de energia, independentemente de terem sido realizados no âmbito do Ambiente de Contratação Livre ou no Ambiente de Contratação Regulado; (ii) a contabilidade e a liquidação no âmbito dos ambientes de contratação de energia, incluindo os mercados à vista em razão de excesso ou escassez de energia elétrica, dentre outras atribuições. A CCEE é administrada por um Conselho de Administração composto de cinco membros, sendo que quatro são eleitos pelos respectivos membros e o presidente é eleito pelo Ministro de Minas e Energia. Ambiente de Contratação Livre O Ambiente de Contratação Livre abrange vendas livremente negociadas de energia elétrica entre concessionárias de geração, produtores independentes de energia, autoprodutores, comercializadoras de energia, importadores de energia e consumidores livres. O Ambiente de Contratação Livre também inclui os contratos bilaterais já existentes à época da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico entre as geradoras e as distribuidoras até seus respectivos vencimentos. Após os vencimentos, tais contratos deverão ser celebrados nos termos das diretrizes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Este período de transição tem o objetivo de assegurar que, se necessário, as construções de novas usinas de geração de energia elétrica de baixo custo possam ser finalizadas, fomentando, assim, a reentrada de consumidores livres no Ambiente de Contratação Regulada. Geradoras detidas pelo poder público podem vender energia elétrica a consumidores livres, desde que, para tanto, observem um processo público que assegure transparência e acesso igualitário a todas as partes interessadas, o que não se exige das geradoras privadas. Consumidores Livres Conforme a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um consumidor livre pode optar por: (i) continuar a adquirir energia elétrica de uma companhia distribuidora local; (ii) adquirir energia elétrica diretamente de um produtor independente ou de um autoprodutor com excesso de energia elétrica; ou (iii) adquirir energia elétrica de uma comercializadora de energia elétrica. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não permite às distribuidoras de energia elétrica vender energia elétrica a consumidores livres diretamente (exceto sob determinadas condições regulatórias). PÁGINA: 152 de 486

159 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico também estabelece que a opção de se tornar um consumidor livre está sujeita ao prévio vencimento ou encerramento dos contratos de compra de energia elétrica celebrados com a empresa distribuidora de energia elétrica. Caso haja algum contrato de compra de energia elétrica com prazo indeterminado, a mudança para o Ambiente de Contratação Livre é permitida somente no ano posterior ao recebimento do aviso de migração pela empresa distribuidora de energia elétrica, desde que tal aviso seja enviado até o dia 15 de julho de cada ano. Uma vez que o consumidor tenha migrado para o Ambiente de Contratação Livre, ele só poderá retornar ao Ambiente de Contratação Regulada mediante aviso prévio à respectiva distribuidora com cinco anos de antecedência, ressalvada a possibilidade de a distribuidora reduzir tal prazo, a seu exclusivo critério. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece, a princípio, algumas condições e alguns limites de consumo e volume de energia elétrica para definir quais os consumidores qualificados como consumidores livres. Esses limites devem ser reduzidos gradualmente, a cada ano, pela ANEEL, com o objetivo de permitir o aumento do número de consumidores qualificados a fazer esta escolha, até o ponto em que todos os consumidores, de todas as classes, possam escolher seus fornecedores de energia elétrica. A lei garante aos fornecedores e aos consumidores livre acesso às redes de energia elétrica, sujeito ao pagamento de tarifa por sua utilização, bem como dos custos de conexão. Todos os custos regulatórios aos quais os consumidores cativos estão sujeitos são repassados a essas tarifas para assegurar o tratamento justo e igualitário entre consumidores livres e cativos. As condições acima tem o objetivo de (1) evitar a arbitragem entre mercados livres e cativos por Consumidores Livres, proibindo migrações oportunistas, bem como de (2) proteger as distribuidoras de energia, tornando o mercado cativo mais previsível. Adicionalmente, a ANEEL deve regulamentar a migração para o Ambiente de Contratação Livre sem aumentar as tarifas do mercado cativo. Restrição às Atividades das Distribuidoras As distribuidoras de energia elétrica não podem, exceto se de outra forma previsto na Lei nº 9.074/1995: (i) desenvolver atividades relacionadas à geração ou transmissão de energia elétrica; (ii) vender energia elétrica a consumidores livres, exceto para aqueles localizados em sua área de concessão e sob as mesmas condições e tarifas praticadas com seus consumidores cativos no Ambiente de Contratação Regulado; (iii) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em qualquer outra sociedade, companhia ou parceria; ou (iv) desenvolver atividades que não estejam relacionadas às suas respectivas concessões, ressalvadas aquelas permitidas por lei ou pelo contrato de concessão pertinente. Companhias geradoras não podem deter participação que exceda 10,0% no capital social de companhias distribuidoras ou deter participações que lhe permitam exercer o controle de companhias distribuidoras. Extinção da Autocontratação Tendo em vista que a compra de energia elétrica para consumidores cativos será realizada por meio do Ambiente de Contratação Regulado, a denominada autocontratação não é mais permitida, exceto no caso de contratos que tenham sido devidamente aprovados pela ANEEL antes da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. As distribuidoras podem, contudo, realizar compras de energia junto a suas partes relacionadas se participarem de leilões no Ambiente de Contratação Regulado. Antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, tais companhias podiam atender a até 30,0% de suas necessidades por meio de energia elétrica adquirida de afiliadas. Restrições à Concentração Em 2000, a ANEEL estabeleceu limites à concentração de certos serviços e atividades no setor elétrico. Nos termos desses limites, com exceção das companhias participantes do Programa PÁGINA: 153 de 486

160 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Nacional de Desestatização (as quais só precisariam atender a tais limites após a conclusão da sua reestruturação societária), nenhuma companhia de energia elétrica (incluindo suas controladoras e controladas) poderia (i) deter mais de 20,0% da capacidade instalada do Brasil, 25,0% da capacidade instalada das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35,0% da capacidade instalada das regiões Norte/Nordeste, exceto se este percentual corresponder à capacidade instalada de uma única usina de geração; (ii) deter mais de 20,0% do mercado de distribuição do Brasil, 25,0% do mercado de distribuição do Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35,0% do mercado de distribuição do Norte/Nordeste, exceto na hipótese de aumento na distribuição de energia elétrica que supere as taxas de crescimento nacional ou regional; ou (iii) deter mais de 20,0% do mercado brasileiro de comercialização com consumidores finais, 20,0% do mercado brasileiro de comercialização com consumidores não finais ou 25,0% da soma dos percentuais acima. De acordo com o parágrafo primeiro do artigo 31 da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Eletrobras e suas subsidiárias Eletrobras Furnas, Eletrobras Chesf, Eletrobras Eletronorte, Eletrobras Eletrosul e Eletrobras CGTEE foram excluídas do Programa Nacional de Desestatização. Neste sentido, estávamos sujeitos aos limites e condições impostas às participações dos agentes nas atividades do setor elétrico, nos termos da Resolução nº 278/2000 da ANEEL, cujo objetivo é atingir um ambiente de efetiva competição entre os agentes e prevenir a concentração nos serviços e atividades realizados por tais agentes no setor elétrico. Em 10 de novembro de 2009, a ANEEL emitiu a Resolução nº 378, que revogou e substituiu a Resolução nº 278/2000 e determinou que a ANEEL, ao identificar um ato que possa causar competição desleal ou resultar em controle relevante do mercado de geração, transmissão e distribuição, deverá notificar a Secretaria de Direito Econômico ( SDE ) do Ministério da Justiça, de acordo com o artigo 54 da Lei nº 8.884, de 11 de junho de Após a notificação, a SDE deverá notificar o órgão antitruste do Conselho Administrativo de Defesa Econômica ( CADE ). Se necessário, a SDE solicitará à ANEEL que analise potenciais infrações à Resolução nº 378, enquanto o CADE decidirá se deverá ser aplicada uma punição pela prática de tais atos, que podem variar de multas pecuniárias à cisão da companhia, conforme disposto nos artigos 23 e 24 da lei mencionada acima. Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão A ANEEL fiscaliza a regulamentação de tarifas que regem o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e estabelece tarifas pelo uso e acesso aos referidos sistemas. As tarifas são: (i) pelo uso do sistema de distribuição local, ou Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição ( TUSD ); e (ii) pelo uso do sistema de transmissão interligado, ou Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (ou TUST ). Além disso, as companhias de distribuição atuantes no Sistema Interligado Sul/Sudeste estão sujeitas a encargos específicos pela transmissão da energia elétrica gerada em Itaipu e pelo acesso ao sistema de transmissão. TUSD A TUSD é paga por companhias de geração, consumidores livres e consumidores especiais pelo uso do sistema de distribuição da concessionária de distribuição à qual tais companhias de geração e consumidores livres estão conectados, e é ajustada anualmente de acordo com o índice de inflação. O valor a ser pago pelo usuário ligado ao sistema de distribuição é calculado mediante a fórmula estabelecida e consolidada pela Resolução ANEEL nº 399/2010 e varia de acordo com diferentes fatores, incluindo, por exemplo, custos com a rede, custos operacionais, perdas de energia e outros. As distribuidoras da Eletrobras recebem a TUSD paga por consumidores livres localizados nas respectivas áreas de concessão e por outras companhias distribuidoras que estão conectadas ao nosso sistema de distribuição. PÁGINA: 154 de 486

161 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades TUST A TUST é paga pelos usuários, incluindo companhias geradoras, consumidores livres e consumidores especiais, pelo uso da rede básica de transmissão a que estão ligados. O montante a ser pago é calculado com base na fórmula estabelecida pela Resolução ANEEL nº 67/2004, conforme alterada pela Resolução ANEEL nº 442/2011, e pode variar em razão de diversos fatores. De acordo com os critérios estabelecidos pela ANEEL, os proprietários de diferentes trechos da rede de transmissão transferiram a coordenação de suas instalações para o ONS em troca do recebimento de pagamentos regulados devidos pelos usuários do sistema de transmissão. Os usuários da rede, incluindo as companhias de geração, companhias de distribuição e consumidores livres, assinaram contratos com o ONS legitimando-os a utilizar a rede de transmissão em troca do pagamento da TUST. Outros trechos da rede que sejam de propriedade de companhias de transmissão, mas que não sejam considerados parte da rede de transmissão, são disponibilizados diretamente aos usuários interessados mediante pagamento de tarifa específica à respectiva companhia de transmissão. Contrato para Acesso ao Sistema Intermediário de Conexão Encargo de Acesso Algumas distribuidoras, especialmente no Estado de São Paulo, acessam a Rede Básica por meio de um sistema intermediário de conexão instalado entre as linhas de distribuição destas companhias e a Rede Básica. Esta conexão é formalizada mediante a assinatura de um Contrato para Acesso ao Sistema Intermediário de Conexão, celebrado com concessionárias transmissoras titulares destes sistemas. O pagamento efetuado às transmissoras pelo uso do sistema intermediário é regulado pela ANEEL e é calculado de acordo com o custo dos ativos utilizados, sendo eles de propriedade exclusiva ou de propriedade compartilhada entre os agentes do setor elétrico. O pagamento devido em razão ao uso do sistema intermediário de conexão é revisado anualmente pela ANEEL, de acordo com os índices inflacionários e os custos referentes aos ativos. Transporte de Energia Elétrica de Itaipu A usina de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva operando em voltagem alternada e contínua, que não são consideradas integrantes da Rede Básica ou do sistema intermediário de conexão. O uso do sistema da Itaipu é remunerado mediante uma tarifa específica, denominada tarifa de transporte de energia elétrica de Itaipu, devida pelas companhias titulares de parcelas da energia elétrica oriundas de Itaipu, na proporção de suas quotas. Tarifas de Distribuição As tarifas de distribuição estão sujeitas à revisão da ANEEL, que tem poderes para reajustar e revisar as tarifas em resposta às alterações dos custos de aquisição de energia e das condições de mercado. Ao reajustar as tarifas de distribuição, a ANEEL divide os custos das companhias de distribuição em (i) custos não gerenciáveis pela distribuidora (ou custos da Parcela A); e (ii) custos gerenciáveis pela distribuidora (ou custos da Parcela B). O reajuste de tarifas toma por base uma fórmula que leva em conta a divisão de custos entre as duas categorias. Os custos da Parcela A incluem, dentre outros, os seguintes: custos da energia elétrica comprada para revenda, nos termos dos Contratos Iniciais; custos da energia elétrica comprada de Itaipu; custos de energia elétrica comprada mediante contratos bilaterais que são livremente negociados entre as partes; e outras tarifas cobradas pela conexão ou uso dos sistemas de transmissão e PÁGINA: 155 de 486

162 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades distribuição. Os custos da Parcela B são determinados por exclusão dos custos da Parcela A na receita das companhias distribuidoras. O contrato de concessão de cada distribuidora prevê um reajuste tarifário anual. De modo geral, os custos da Parcela A são integralmente repassados aos consumidores. Os custos da Parcela B, contudo, são corrigidos monetariamente em conformidade com o Índice Geral de Preços do Mercado ( IGP-M ). As concessionárias de distribuição de energia elétrica também têm direito a revisões periódicas a cada cinco anos. Essas revisões têm o objetivo de: (i) assegurar receitas necessárias para cobrir de maneira eficiente os custos operacionais da Parcela B e a remuneração adequada dos investimentos considerados essenciais aos serviços, dentro do escopo de cada concessão da companhia; e (ii) determinar o fator X, que é um fator eficiente e toma por base três componentes: (a) ganhos de produtividade previstos em razão do aumento de escala; (b) avaliações dos consumidores (verificadas pela ANEEL); e (c) custos trabalhistas. Por conseguinte, quando da conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do fator X exige que as companhias de distribuição compartilhem seus ganhos de produtividade com os consumidores finais. Adicionalmente, as concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm direito a uma revisão extraordinária de tarifas, em uma análise caso a caso, para garantir o equilíbrio financeiro e compensá-las pelos custos imprevisíveis, incluindo tributos que alterem significativamente suas estruturas de custo. Programas de Incentivos às Fontes Alternativas de Energia Programa Prioritário de Termeletricidade Em 2000, um Decreto Federal criou o Programa Prioritário de Termeletricidade, ou PPT, com vistas a diversificar a matriz energética brasileira e diminuir sua forte dependência de usinas hidrelétricas. Os benefícios concedidos a usinas termelétricas nos termos do PPT incluem (i) garantia de fornecimento de gás por 20 anos, (ii) garantia de compra de energia por 20 anos, de acordo com regulamentação da ANEEL, assegurando, desta forma, que os custos relacionados à aquisição da energia produzida pelas usinas termelétricas sejam transferidos a tarifas, no limite de um valor estabelecido em norma determinada pela ANEEL, e (iii) acesso garantido a um programa especial de financiamento do BNDES para o setor elétrico. Proinfa Em 2002, foi instituído o Proinfa pelo Governo Federal para criar certos incentivos ao desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, PCHs e projetos de biomassa. Assim como acontece em outros programas governamentais, a Eletrobras está envolvida na administração do Proinfa. Nos termos do Proinfa, a Eletrobras comprou energia gerada por essas fontes alternativas pelo período de 20 anos, repassando tal energia às distribuidoras de energia elétrica (que são responsáveis por incluírem os custos do programa em tarifas para todos os consumidores finais em sua respectiva área de concessão, exceto no caso de consumidores de baixa renda). Nessa fase inicial, o Proinfa é limitado à capacidade total contratada de 3.300MW (1.100 MW para cada uma das três fontes de energia alternativa). Em sua fase secundária, a qual deverá ser iniciada após o limite de MW ser atingido, o Proinfa terá o objetivo de, pelo período de até 20 anos, contratar uma capacidade equivalente a 10,0% do consumo doméstico anual de energia elétrica. Em virtude do sucesso de leilões de energia promovidos pelo Governo Federal, a segunda fase do Proinfa ainda não foi iniciada. PÁGINA: 156 de 486

163 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Pesquisa e Desenvolvimento Exige-se de concessionárias e companhias autorizadas a exercerem atividades de distribuição, geração ou transmissão pública de energia elétrica que invistam anualmente pelo menos 1,0% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento na área de energia elétrica. Companhias que geram energia eólica, ou proveniente da biomassa e de pequenas centrais hidrelétricas não estão sujeitas a esta exigência. Encargos Regulatórios Reserva Geral de Reversão Em certas circunstâncias, as companhias de energia são indenizadas por bens utilizados em concessões se estas forem revogadas ou não renovadas. Em 1971, o Congresso Nacional criou a Reserva Global de Reversão, ( RGR ), destinada a prover recursos para esta indenização. Em fevereiro de 1999, a ANEEL determinou a imposição de um encargo exigindo que todas as distribuidoras e certas geradoras que operam sob regime de serviço público efetuassem contribuições mensais à RGR a uma taxa anual correspondente a 2,5% dos ativos imobilizados da companhia em operação, mas nunca superior a 3,0% das receitas operacionais totais em qualquer ano. Nenhuma concessão foi revogada ou deixou de ser renovada, e recentemente o Fundo RGR foi utilizado principalmente para financiar projetos de geração e distribuição. Com a introdução da MP No. 517/2010, o Fundo RGR foi programado para ser extinto em 2035, e a ANEEL exigiu a revisão de tarifas para que os consumidores sejam beneficiados em função da extinção do Fundo RGR. Nos termos da Lei n.º /2013, as concessões de distribuição, concessões de transmissão outorgadas após 12 de setembro de 2012 e todas as concessões de geração e transmissão renovadas não terão a obrigação de fazer contribuições à RGR a partir de 1º de janeiro de Fundo de Uso de Bem Público O Governo Federal impôs um encargo aos Produtores Independentes de Energia que fazem uso de recursos hidrológicos, ressalvadas as Pequenas Centrais Hidrelétricas, similar ao encargo cobrado de companhias do setor público no que tange a RGR. Os Produtores Independentes de Energia são obrigados a efetuar contribuições ao Fundo de Uso de Bem Público, ( UBP ), de acordo com as normas de cada licitação para a outorga de concessões. A Eletrobras recebe os pagamentos do UBP até 31 de dezembro de Todos os pagamentos ao Fundo UBP após 31 de dezembro de 2002 foram efetuados diretamente ao Governo Federal. Conta de Consumo de Combustível As companhias de distribuição devem efetuar contribuições à Conta de Consumo de Combustível, ( CCC ). A CCC foi criada em 1973, para gerar reservas financeiras para cobrir a elevação de custos associada ao maior uso das usinas termelétricas, na hipótese de estiagem, em função do fato de os custos operacionais marginais das usinas termelétricas serem superiores aos custos das usinas hidrelétricas. Em fevereiro de 1998, o Governo Federal estabeleceu a progressiva extinção da CCC. Os subsídios provenientes da CCC foram progressivamente eliminados no período de três anos, começando a partir de 2003, para as usina termelétricas construídas anteriormente a fevereiro de 1998 e que pertençam atualmente ao SIN. As usinas termelétricas construídas depois desta data não terão o direito de receber subsídios da CCC. Em abril de 2002, o Governo Federal estabeleceu que os subsídios da CCC continuariam sendo pagos às usinas termelétricas localizadas nos sistemas isolados por um prazo de 20 anos, a fim de promover a geração de energia nessas regiões. Cada companhia de energia elétrica era obrigada a efetuar contribuição anual à CCC. As contribuições anuais eram calculadas com base em estimativas do custo do combustível necessário para a operação das usinas termelétricas no ano subsequente. A CCC, por sua vez, reembolsa as companhias de energia por parcela substancial dos custos de combustível de suas usinas termelétricas. A CCC é administrada pela Eletrobras. PÁGINA: 157 de 486

164 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades A Lei No alterou a formula de cálculo do reembolso efetuado pela CCC em relação ao sistema isolado. O valor do reembolso efetuado pela CCC corresponde à diferença entre o custo total de geração da energia elétrica para o atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados, e a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no Ambiente de Contratação Regulada do SIN, conforme regulamento. O custo total da geração inclui o custo do combustível, da energia adquirida e da energia elétrica associada, custos com operação e manutenção para distribuição, depreciação de ativos, retorno sobre investimento, encargos do setor de energia, ICMS (desde que não tenha sido compensado pela empresa de distribuição) e outros custos associados aos serviços prestados em regiões remotas. As subsidiárias da Eletrobras que produzem energia no Norte do Brasil estão sendo reembolsadas pelos custos de sua produção por meio da CCC. Foram definidos limites para custos associados à geração de energia, e custos acima desses limites não são reembolsáveis. Entretanto, a Lei n.º /2013 extinguiu a apropriação dos benefícios de redução dos custos por consumo de combustíveis para as atividades de geração de energia. Conta de Desenvolvimento Energético Em 2002, o Governo Federal instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético, ( CDE ), que é provida de recursos por meio de pagamentos anuais efetuados pelas concessionárias pelo uso de bens públicos, penalidades e multas impostas pela ANEEL e, desde 2003, taxas anuais a serem pagas por agentes que fornecem energia a consumidores finais, por meio de encargo a ser acrescido às tarifas pelo uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Essas taxas são reajustadas anualmente. A CDE foi criada para dar suporte (1) ao desenvolvimento da produção de energia em todo o país, (2) à produção de energia por meio de fontes alternativas e (3) à universalização dos serviços de energia em todo o Brasil. A CDE ficará em vigor pelo prazo de 25 anos e é regulada pela ANEEL e administrada pela Eletrobras. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que a omissão em efetuar contribuição à RGR, ao Proinfa, à CDE, à CCC ou a omissão em efetuar pagamentos devidos em virtude da compra de energia no ambiente regulado impedirá a parte inadimplente de receber reajuste tarifário (ressalvada a revisão extraordinária) ou de receber recursos decorrentes da RGR, CDE ou CCC. Mecanismo de Realocação de Energia O Mecanismo de Realocação de Energia, ( MRE ), proporciona proteção financeira contra os riscos hidrológicos para geradores hidrelétricos de acordo com as leis de comercialização de energia em vigor, para mitigar os riscos que afetam os geradores e garantir o uso otimizado das fontes hidrelétricas do SIN. O mecanismo garante que todos os geradores que participam do sistema poderão vender a quantidade de energia elétrica que haviam vendido sob contratos de longo prazo conforme determinado pela ANEEL, ( Energia Garantida ), independentemente de sua real produção de energia, desde que as usinas participantes, em sua totalidade, tenham gerado energia elétrica suficiente para suprir a demanda. Em outras palavras, o mecanismo realoca energia elétrica, transferindo o excesso de energia elétrica daqueles geradores cuja geração ultrapassou o limite de sua energia assegurada, para aqueles cuja geração não conseguiu atingir o limite de energia assegurada. O envio efetivo da energia elétrica gerada é determinado pelo ONS, que leva em consideração a demanda nacional de energia, as condições hidrológicas do SIN e limitações em transmissões. O reembolso dos custos com geração da relocação de energia elétrica é realizado para compensar os geradores que realocam no sistema a energia que produziram em excesso ao limite de energia assegurada. As geradoras são reembolsadas por seus custos operacionais variáveis (exceto combustíveis) e custos relacionados ao uso de água. Os custos totais de PÁGINA: 158 de 486

165 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades energia elétrica realocada (de todas as geradoras que fornecem energia para o sistema de relocação) são combinados e pagos pelas geradoras que recebem energia elétrica do mecanismo. O mecanismo inclui todas as usinas hidrelétricas submetidas ao despacho centralizado pelo ONS, pequenas centrais hidrelétricas que optam por participar no mecanismo e usinas térmicas com envio centralizado, incluídas nos contratos iniciais e cujos custos são subsidiados pela CCC. Desde 2003, as usinas da CCC participam apenas parcialmente desse mecanismo, devido à gradual redução de subsídios. Taxa de Fiscalização da ANEEL TFSEE A ANEEL também cobra uma taxa de supervisão dos agentes e concessionárias de serviços de energia elétrica. Esta é chamada de Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica e foi criada sob a Lei No de 26 de dezembro de 1996, alterada pela Lei No , de 9 de dezembro de 2009, e Lei No /2013, e é cobrada no limite de 0,4% do benefício econômico anual auferido pelo agente ou concessionária. O benefício econômico é determinado com base na capacidade instalada das concessionárias autorizadas de geração e transmissão ou na receita anual com vendas autorizadas de geração ou transmissão. O benefício econômico é determinado com base no rendimento anual de vendas informado pelas concessionárias distribuidoras. Esta taxa é recolhida pela ANEEL em doze parcelas mensais. Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos - CFURH Os estados, o Distrito Federal, os municípios e outros órgãos da administração pública direta recebem compensação financeira por parte de companhias geradoras devido à perda de terrenos produtivos ocasionada pelo uso de reservas hídricas com o intuito de provocar o alagamento destes terrenos, possibilitando a construção de usinas hidrelétricas e, consequentemente, a geração de energia elétrica. A CFURH é calculada com base no volume de produção de energia elétrica e é paga aos estados e municípios nos quais a usina ou reservatório está situado. A ANEEL é responsável pelo recolhimento e gerenciamento desta taxa. As PCHs não estão submetidas a tal cobrança, pois são isentas desta exigência. Encargo de Capacidade Emergencial (ECE) O Encargo de Capacidade Emergencial foi criado conforme o previsto no artigo 1 da Lei No de 26 de abril de 2002, alterada pela Lei No , de 20 de janeiro de É avaliado proporcionalmente ao consumo individual final total de todos os consumidores servidos pelo SIN e classificado como um encargo específico. A ANEEL determinou que sua base de cálculo seria o custo da capacidade de geração contratada ou voltagem estimada pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE) em um determinado ano. Racionamento A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, caso o Governo Federal decrete uma redução compulsória no consumo de energia elétrica em determinada região, todos os contratos referentes à energia elétrica do Ambiente de Contratação Regulado, registrados no CCEE, devem ter seus volumes ajustados na mesma proporção da redução de consumo anunciada. Os Efeitos da Nova Lei de Falências na Eletrobras Em 9 de fevereiro de 2005, o Governo Federal promulgou a Lei nº , ( Nova Lei de Falências ). A Nova Lei de Falências, que entrou em vigor na mesma data, regula a recuperação judicial e extrajudicial e os procedimentos de liquidação e substitui a concordata (procedimento judicial de reestruturação de dívidas) pela recuperação judicial e extrajudicial. A Nova Lei de Falências prevê que suas regras não se aplicam às empresas públicas e às sociedades de economia mista. Contudo, a Constituição Federal brasileira estabelece que as PÁGINA: 159 de 486

166 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades sociedades de economia mista, como a Eletrobras, que exerçam atividade econômica, estarão sujeitas ao regime aplicável às sociedades privadas no que diz respeito às matérias cível, comercial, trabalhista e tributária. Desta forma, não restou claro se as regras relativas à recuperação judicial e extrajudicial e aos procedimentos de liquidação da Nova Lei de Falências aplicam-se à Eletrobras. Recuperação Judicial Para requerer a recuperação judicial, o devedor precisa preencher os seguintes requisitos: (i) conduzir seus negócios de maneira regular por mais de dois anos; (ii) não estar com sua falência decretada (ou, na hipótese do devedor ter tido sua falência decretada no passado, todas as obrigações oriundas desde a decretação devem ter sido declaradas extintas por uma decisão judicial não sujeita a recurso); (iii) não ter requerido recuperação judicial ou recuperação judicial com base em plano especial nos últimos cinco ou oito anos, respectivamente; e (iv) não ter sido condenada por (ou não ter um controlador ou administrador que tenha sido condenado por) crime falimentar. Todas as ações existentes ao tempo do pedido de recuperação judicial estão sujeitas a tal procedimento (incluindo ações em potencial), com exceção das execuções fiscais, credores agindo como proprietários fiduciários de bens imóveis, locadores, proprietários ou promitentes vendedores de imóveis, incluindo empreendimentos imobiliários, ou proprietários cujos contratos de compra e venda contenham cláusula de reserva de domínio (Artigo 49, parágrafo terceiro da Nova Lei de Falências). A recuperação judicial pode ocorrer mediante a instauração de um ou mais dos seguintes mecanismos, dentre outros: (i) a concessão de termos e condições especiais para o pagamento de obrigações do devedor; (ii) cisão, incorporação, transformação da sociedade, incorporação de subsidiária integral ou a transferência de quotas ou ações; (iii) transferência do controle acionário; (iv) substituição total ou parcial da administração do devedor, bem como a concessão aos credores do direito de veto ou do direito de eleger administradores; (v) aumento de capital social; (vi) arrendamento de seus estabelecimentos; (vii) reduções salariais, compensação de horas e redução da jornada de trabalho, por meio de negociação coletiva; (viii) dação em pagamento ou novação das dívidas do devedor; (ix) constituição de sociedade de credores; (x) venda parcial de ativos; (xi) equilíbrio dos débitos financeiros do devedor; (xii) constituição de usufruto sobre a sociedade; (xiii) administração compartilhada da sociedade; (xiv) emissão de valores mobiliários; e (xv) criação de sociedade de propósito específico com o objetivo de receber os ativos do devedor. Entretanto, nos termos da Lei n.º /2012, as concessionárias de energia não podem mais propor procedimentos de recuperação judicial ou extrajudicial. Recuperação Extrajudicial A Nova Lei de Falências também criou o mecanismo da recuperação extrajudicial, pelo qual um devedor que se enquadre nos requisitos da recuperação judicial (conforme explicado acima) pode propor e negociar com seus credores um plano de recuperação extrajudicial, que deve ser submetido à aprovação judicial. Uma vez aprovado, tal plano irá constituir instrumento vinculante. A recuperação extrajudicial não é aplicável, contudo, a nenhuma ação relativa a débitos trabalhistas ou relativos à acidente de trabalho, bem como a nenhuma das ações excluídas do regime de recuperação judicial. Adicionalmente, o pedido de aprovação judicial de um plano de recuperação extrajudicial não constitui moratória em relação aos direitos, ações e execuções dos credores não sujeitos ao plano e tais credores ainda poderão requerer a falência do devedor. Conforme indicado acima, as concessionárias de energia não podem mais propor procedimentos de recuperação judicial ou extrajudicial. PÁGINA: 160 de 486

167 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Liquidação A Nova Lei de Falências modificou a ordem na qual os créditos são classificados no âmbito de uma liquidação, que passou a ser, em ordem de prioridade: (i) créditos trabalhistas (limitado ao valor máximo de 150 salários mínimos por credor) e créditos trabalhistas relativos às indenizações por acidentes de trabalho; (ii) créditos com garantia real (limitado ao valor de tal garantia); (iii) créditos tributários (exceto por multas tributárias); (iv) créditos com privilégio especial (conforme definidos em outras leis); (v) créditos com privilégio geral (dentre outros, credores não garantidos que tenham contribuído com bens ou serviços ao devedor durante a recuperação judicial e credores assim definidos em outras leis); (vi) créditos quirografários (credores não incluídos nos itens acima, credores trabalhistas cujos créditos excedam 150 salários mínimos e credores cujos créditos excedem o valor de suas respectivas garantias); (vii) as multas contratuais e as penas pecuniárias por infração das leis penais ou administrativas; e (viii) créditos subordinados (conforme definido por lei ou contrato, e credores que sejam sócios ou administradores da sociedade devedora, desde que não haja relação de emprego). A Nova Lei de Falências estabelece que somente os credores titulares de créditos que excedam 40 salários mínimos podem dar início a um procedimento de liquidação. No entanto, é permitido aos credores propor uma ação coletivamente para atingir o valor mínimo mencionado acima. A Nova Lei de Falências, também aumentou (i) o prazo no qual o devedor deve apresentar sua defesa contra o pedido de falência, que passou de 24 horas para 10 dias; e (ii) o prazo de suspensão, durante o qual nenhum ativo pode ser vendido ou liquidado, que passou de 60 para 90 dias (contado da data do protocolo da petição requerendo a falência, do pedido de recuperação judicial ou do dia do primeiro protesto de um título por falta de pagamento pela sociedade). Aspectos Ambientais Aspectos Gerais Questões ambientais podem representar um impacto significante nas operações da Eletrobras. Por exemplo, grandes usinas hidrelétricas podem ocasionar a inundação de grandes áreas e a realocação de um grande número de pessoas. A Constituição Brasileira concede, tanto ao Governo Federal, quanto aos governos estaduais e municipais, o poder de elaborar leis com o objetivo de proteger o meio ambiente e também de regulamentar tais leis. Enquanto o Governo Federal tem a competência para promulgar regulações gerais sobre o meio ambiente, os governos estaduais e municipais têm competência para promulgar regulações ambientais mais específicas. Desta forma, a maioria das regulamentações ambientais no Brasil é estadual ou municipal, e não federal. Qualquer violação às leis e regulamentações ambientais pode resultar em responsabilidade criminal, independentemente da responsabilidade objetiva de remediar os danos ambientais e de indenizar as partes prejudicadas por estes danos. Tais omissões podem, ainda, sujeitar o infrator a penalidades administrativas como multas, suspensão de subsídios oriundos de entidades públicas ou, ainda, mandados judiciais determinando a interrupção, temporária ou permanente, das atividades ilegais. As empresas do setor energético brasileiro precisam observar uma série de restrições ambientais para que possam construir usinas hidrelétricas no Brasil. Para projetos cujos impactos são considerados relevantes, tais como projetos de geração cuja potência supera 10 MW, assim como linhas de transmissão acima de 230 kv, além de outros projetos ambientais sensíveis, primeiramente, deve-se proceder a um estudo completo sobre o impacto ambiental realizado por especialistas independentes, que farão recomendações para minimizar o impacto da usina no meio ambiente. Tal estudo, juntamente com um relatório ambiental específico preparado pela companhia, é submetido às autoridades governamentais federal, estaduais e municipais, conforme o impacto estimado, para análise e aprovação. Esse estudo e relatório são utilizados para o processo de licenciamento ambiental do projeto, o qual geralmente é composto por três etapas, quais sejam, (i) uma licença para atestar a viabilidade do projeto (Licença Prévia ou LP), (ii) uma licença para iniciar a execução do projeto (Licença de PÁGINA: 161 de 486

168 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Instalação ou LI) e (iii) uma licença de operação (Licença de Operação ou LO). Adicionalmente, a lei exige que a companhia aplique até 0,5% dos custos totais de qualquer investimento em novos projetos com impacto ambiental relevante em medidas de preservação ambiental. Contudo, a constitucionalidade dessa lei está sendo questionada e uma decisão definitiva quanto à questão permanece pendente. Dessa forma, a decisão final proferida sobre este assunto pode resultar em alterações ao percentual aplicado. Desde 1980, o setor elétrico brasileiro tem se esforçado para melhorar o tratamento dado aos aspectos sociais e ambientais no planejamento, na implementação e na operação de projetos ligados à energia elétrica. De forma geral, as subsidiárias da Eletrobras geradoras de energia elétrica estão em conformidade com a regulamentação ambiental aplicável no Brasil e com as políticas e princípios que guiam o setor elétrico. As instalações de geração e transmissão da Eletrobras são isentas de algumas exigências do licenciamento, por terem iniciado suas operações antes da promulgação da regulamentação ambiental aplicável. Não obstante, algumas autoridades ambientais lavraram autos de infração alegando ausência de licenças ambientais. Em 31 de dezembro de 2013, a subsidiária Eletrobras Eletronuclear operava duas usinas de energia nuclear no Estado do Rio de Janeiro, quais sejam Angra 1 e Angra 2, e uma terceira usina de energia nuclear, Angra 3, está em construção. Como a Eletrobras Eletronuclear iniciou suas atividades antes da promulgação da legislação ambiental, Angra 1 foi licenciada pela Comissão Nacional de Energia Nuclear ( CNEN ), nos termos da regulamentação ambiental e nuclear em vigor naquela época. Atualmente, a legislação brasileira exige a emissão de: (i) uma autorização para companhias nucleares emitida pela CNEN; e (ii) uma licença ambiental emitida pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis (IBAMA, a autoridade ambiental federal brasileira). Um grupo de estudos formado pela Procuradoria Geral da República, o CNEN, IBAMA, a Fundação Estadual de Engenharia do Meio Ambiente (FEEMA, um dos órgãos ambientais do estado do Rio de Janeiro, atualmente unificada em uma única autoridade, o Instituto Estadual do Meio Ambiente ou INEA), a Eletrobras Eletronuclear e a Eletrobras foi instalado para elaborar um Termo de Ajustamento de Conduta - TAC, de acordo com o qual as diretrizes para atualização do licenciamento ambiental deveriam ser estabelecidas. Angra 2 obteve todas as licenças ambientais necessárias a sua operação, contudo a Procuradoria Geral da República contestou as respectivas renovações, condicionando-as a um TAC que exige que a Eletrobras Eletronuclear deveria implementar um programa para melhorar seus planos de emergência, programas de monitoramento ambiental e sistemas de tratamento de efluentes. Até o cumprimento destas exigências, o IBAMA e o CNEN devem se abster de emitir qualquer licença definitiva ou autorizações para operação de Angra 2. Uma avaliação que compreende o cumprimento das obrigações impostas pelo TAC foi enviada pelo IBAMA à Procuradoria Geral da República em junho de Após avaliar a situação quanto ao atendimento dessas condições, o IBAMA emitiu um relatório concluindo que todas as condições técnicas indicadas no TAC fora cumpridas. Em setembro de 2011, o IBAMA informou que emitirá uma LO unificada para as instalações nucleares em operação na planta CNAAA (Angra 1, Angra 2 e o centro de gestão de resíduos radioativos, incluindo todas as instalações inicialmente previstas). A Eletrobras acredita que a emissão de tal licença ocorrerá no primeiro semestre de No que tange a licença emitida pela CNEN, ambas usinas nucleares possuem atualmente autorizações de operação permanente individuais. A autorização de Angra 1 é válida até agosto de 2024 e a de Angra 2, até junho de A Eletrobras Eletronuclear também possui uma LI relativa à construção de Angra 3 juntamente com outras licenças ambientais aplicáveis para outros edifícios e instalações situadas no mesmo local das usinas de energia nuclear. A Eletrobras Eletronuclear é objetivamente responsável por acidentes nucleares, na qualidade de operadora de usinas nucleares no Brasil. PÁGINA: 162 de 486

169 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Conservação de Energia Nos últimos 20 anos, o governo brasileiro implementou uma série de medidas direcionadas à conservação de energia no setor elétrico. O governo brasileiro costuma financiar estas medidas, sendo que a Eletrobras é incumbida de administrá-las. O programa mais importante nesta área é o Procel. O Programa de Conservação de Energia Elétrica Procel foi criado em 1985 para melhorar a eficiência energética e a racionalização do uso das fontes naturais pelo território brasileiro. O Ministério de Minas e Energia coordena o programa e a Eletrobras é responsável por sua execução. O principal objetivo do Procel é incentivar a cooperação dos vários setores da sociedade brasileira a melhorar a conservação de energia tanto no âmbito da produção, quanto no âmbito do consumo. Fontes Alternativas de Energia Em 2002, o governo brasileiro criou o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica Proinfa com o objetivo de diversificar a matriz energética brasileira através da busca de soluções regionais mediante a utilização de fontes de energia renováveis. b) política ambiental da Companhia e custos incorridos para o cumprimento da regulação ambiental e, se for o caso, de outras práticas ambientais, inclusive a adesão a padrões internacionais de proteção ambiental A política ambiental do Sistema Eletrobras tem o objetivo de orientar o tratamento das questões socioambientais associadas aos empreendimentos de energia elétrica das suas empresas. Ela está em conformidade com as políticas públicas, em especial aquelas relativas a meio ambiente, recursos hídricos, mudanças climáticas e energia, com os marcos legais e regulatórios pertinentes, bem como com os acordos internacionais dos quais o Brasil é signatário, dentre os quais se destacam os seguintes: Convenção de Estocolmo sobre Poluentes Orgânicos Persistentes (POP) - Decreto 5.472/2005; Convenção no 169 da Organização Internacional do Trabalho - OIT sobre Povos Indígenas e Tribais - Decreto nº 5.051/2004; Protocolo de Cartagena sobre Biossegurança - Decreto Legislativo nº 908/2003; Protocolo de Quioto - Decreto nº 144/2002; Convenção Internacional de Combate à Desertificação nos Países afetados por Seca Grave e/ou Desertificação - Decreto nº 2.741/98; Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima - Decreto nº 2.652/98; Convenção de Viena sobre Responsabilidade Civil por Danos Nucleares - Decreto nº 2.648/98; Convenção sobre a Diversidade Biológica - Decreto nº 2.519/98; Convenção sobre Zonas Úmidas de Importância Internacional, especialmente como habitat de aves aquáticas, - Convenção de Ramsar - Decreto nº 1.905/96; Convenção sobre o Controle de Movimentos Transfronteiriços de Resíduos Perigosos e seu Depósito - Convenção da Basiléia - Decreto nº 875/93; Convenção sobre o Comércio Internacional das Espécies da Flora e da Fauna Selvagem em Perigo de Extinção (Cites) - Decreto nº /86. A reflexão sobre os aspectos socioambientais inerentes às atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica vem evoluindo nas últimas décadas. A política ambiental para o setor elétrico brasileiro foi primeiramente estabelecida no II Plano Diretor de Meio Ambiente do Setor Elétrico ( II PDMA ) /1993. PÁGINA: 163 de 486

170 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades O novo modelo institucional do setor determinou a formulação de uma política ambiental exclusiva para o Sistema Eletrobras. A primeira versão foi aprovada em março de 2006 pelo Conselho Superior do Sistema Eletrobras ( Consise ). Para atender aos requerimentos do processo de reorganização e reposicionamento estratégico do Sistema Eletrobras, sua política ambiental foi aprimorada no segundo semestre de 2009, no âmbito do Subcomitê de Meio Ambiente do Sistema Eletrobras ( SCMA ). Essa versão revisada foi aprovada em janeiro de 2010, e se divide em dois níveis: (i) princípios, que sintetizam a essência do compromisso ambiental das empresas; e (ii) diretrizes, que procuram dar aos princípios uma dimensão operacional. Assim, a Política Ambiental da Eletrobras considera sua diversidade quanto aos segmentos de negócios - geração, transmissão e distribuição - e fontes de geração - hídrica, nuclear, térmica e eólica. Em maio de 2013, foi aprovada a nova versão dessa política e a grande inovação está na incorporação de cinco diretrizes temáticas que buscam inserir a dimensão operacional necessária às práticas cotidianas de gestão ambiental nas empresas. Essas diretrizes se referem a: biodiversidade, comunicação ambiental, educação ambiental, gestão socioambiental e patrimonial dos reservatórios e, por fim, mudanças climáticas, esta última derivada da Declaração de Compromisso, aprovada em 2012, que veio atender a objetivos corporativos estratégicos. Os princípios abordados pela política ambiental do Sistema Eletrobras, e suas principais diretrizes, são os seguintes: (i) Articulação Interna: assegura a incorporação da dimensão ambiental aos processos da empresa. Para tanto, a Eletrobras deverá considerar as políticas públicas relativas a meio ambiente nos processos internos, tratar as questões ambientais dos empreendimentos de forma articulada entre as áreas da empresa, incorporar a dimensão ambiental aos processos de tomada de decisão e incorporar os princípios e as diretrizes da política ambiental aos contratos e parcerias firmados; (ii) Articulação Externa: busca a implantação de programas e ações ambientais de forma articulada com outros setores e instituições. Para tanto, a Eletrobras deverá potencializar as oportunidades de desenvolvimento sustentável local e regional decorrentes dos empreendimentos, buscar o compartilhamento das responsabilidades institucionais e financeiras com os demais agentes públicos e privados que atuam na área dos empreendimentos, contribuir para a gestão integrada de bacias hidrográficas e para o uso sustentável dos recursos hídricos, em articulação com os agentes envolvidos, e considerar as especificidades dos ecossistemas e das comunidades locais nas articulações das ações e programas ambientais com ações e políticas públicas; (iii) Relacionamento com a Sociedade: promove o relacionamento com os diversos segmentos da sociedade. As diretrizes estabelecidas para tanto são: dialogar com os diversos atores sociais envolvidos desde o início do planejamento dos empreendimentos e identificar suas expectativas e necessidades, estabelecer processos de comunicação com linguagem adequada ao público a que se destinam, e estabelecer processo contínuo de comunicação e esclarecimento ao público sobre questões relacionadas à energia elétrica e às ações ambientais; (iv) Uso Sustentável de Recursos Energéticos: exploração das potencialidades destes recursos locais e regionais em atenção aos princípios do desenvolvimento sustentável. Para tanto, a Eletrobras deverá estimular a utilização de fontes renováveis na expansão da oferta de energia elétrica, utilizar os mecanismos de incentivo à redução de emissões de gases de efeito estufa como oportunidade de negócios, internalizar os custos e benefícios sociais e ambientais na definição da utilização dos recursos energéticos, e apoiar programas de conservação de energia e de eficiência energética como estratégia para a racionalização do uso dos recursos naturais; e PÁGINA: 164 de 486

171 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades (v) Gestão Ambiental: busca a implantação de um sistema de gestão ambiental integrado aos demais sistemas de gestão empresarial. A Eletrobras deverá executar ações que promovam a melhoria do desempenho ambiental, utilizar indicadores para aferir os resultados da gestão ambiental, incentivar o atendimento a requisitos ambientais pelos colaboradores, parceiros de negócios e fornecedores, incentivar ações de conservação de energia, de eficiência energética e de combate ao desperdício na empresa, sensibilizar e capacitar colaboradores, parceiros e fornecedores quanto às suas responsabilidades com o meio ambiente, e promover ações de sensibilização ambiental nas áreas de influência dos empreendimentos. No exercício 2013 as empresas Eletrobras investiram em Meio Ambiente o montante de R$ 423,0 milhões, um aumento de 18,3% em relação ao montante investido no exercício anterior, com destaque para os investimentos e gastos com projetos ambientais e na manutenção de processos operacionais para melhoria do meio ambiente. c) dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes para o desenvolvimento das atividades A Eletrobras desenvolve suas atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica de acordo com os contratos de concessão firmados com o Governo Brasileiro por meio da ANEEL e, portanto, a condição financeira da Eletrobras e o seu resultado operacional dependem da manutenção de tais concessões. As concessões de geração, transmissão e distribuição de energia, são obtidas via leilão público realizado pelo poder concedente. A obtenção de tais concessões depende da competitividade da Eletrobras em tais leilões. Para mais informações acerca das concessões da Eletrobras, vide seção 9.1. deste Formulário de Referência. PÁGINA: 165 de 486

172 7.6 - Receitas relevantes provenientes do exterior Embora a Companhia venha estudando a viabilidade de projetos e a sua participação em empreendimentos no exterior, atualmente não há receitas da Companhia provenientes de outros países que não o Brasil. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 166 de 486

173 7.7 - Efeitos da regulação estrangeira nas atividades Não aplicável. Embora a Companhia venha estudando a viabilidade de projetos e a sua participação em empreendimentos no exterior, atualmente não há receitas da Companhia provenientes de outros países que não o Brasil. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 167 de 486

174 7.8 - Relações de longo prazo relevantes Itaipu Binacional - ANDE (Paraguai) Itaipu Binacional é uma entidade binacional, criada e regida, em igualdade de direitos e obrigações, pelo Tratado assinado em 26 de abril de 1973, entre a República Federativa do Brasil e a República do Paraguai, também referidas como Altas Partes Contratantes, sendo seu capital pertencente em partes iguais à Companhia e à Administración Nacional de Electricidad - ANDE, também referidas como Partes. Itaipu Binacional tem suas sedes localizadas em Brasília, Capital da República Federativa do Brasil e em Assunção, Capital da República do Paraguai, e possui total isenção tributária em ambos os países, de acordo com o Tratado assinado. Seu objetivo é o aproveitamento hidrelétrico dos recursos hídricos do rio Paraná, pertencentes em condomínio aos dois países, desde e inclusive o Salto de Guaíra até a foz do rio Iguaçu, mediante a construção e a operação de uma Central Hidrelétrica, com capacidade total disponibilizada para contratação de 12,6 milhões de kw, gerando energia elétrica de qualidade, com responsabilidade social e ambiental, impulsionando o desenvolvimento econômico, turístico e tecnológico, sustentável, no Brasil e no Paraguai. Itaipu Binacional iniciou formalmente suas atividades em 17 de maio de 1974 e a Central Hidrelétrica foi inaugurada oficialmente no dia 25 de outubro de 1984, sendo que, a partir de março de 1985, já estavam disponíveis duas unidades geradoras para contratação pelo Brasil e pelo Paraguai. Em 1991, foi concluída a primeira etapa de implantação das unidades geradoras. Com a entrada em operação das duas últimas unidades geradoras, em dezembro de 2006 e em abril de 2007, a central hidrelétrica passou a contar com 14 milhões de kw de capacidade total instalada, atingindo seu recorde de geração em 2008, quando produziu 94,7 bilhões de kwh. Itaipu Binacional é regida pelas normas estabelecidas no Tratado, e tem como órgãos de administração um Conselho de Administração e uma Diretoria Executiva, integrados por igual número de membros de cada país. As demonstrações contábeis e informações suplementares de Itaipu Binacional são elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e no Paraguai, observadas as disposições específicas estabelecidas no Tratado e demais atos oficiais. As principais disposições que divergem das práticas contábeis adotadas nesses países são: Não é calculada a depreciação do ativo imobilizado e a amortização do ativo intangível; Os resultados acumulados de Itaipu Binacional não são demonstrados no patrimônio líquido, são apresentados na rubrica resultados a compensar, pertencente ao ativo; A remuneração sobre o capital próprio paga às Altas Partes Contratantes não leva em consideração a realização de lucros, faz parte do Passivo e representa uma despesa operacional no resultado; A Demonstração das Origens e Aplicações de Recursos integra as Demonstrações Contábeis, e as Demonstrações do Fluxo de Caixa e do Valor Adicionado são apresentadas como informações suplementares; e Itaipu Binacional não elabora a Demonstração da Mutação do Patrimônio Líquido e a Demonstração do Resultado Abrangente, pois seu Patrimônio Líquido não é alterado. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 168 de 486

175 7.8 - Relações de longo prazo relevantes A receita operacional de Itaipu Binacional compreende os valores decorrentes da prestação dos serviços de eletricidade, com base na potência contratada, para as empresas do Sistema Eletrobras, no Brasil, e ANDE, no Paraguai, nos termos das cartas compromisso e convênio assinadas para tal fim, assim como o reembolso de custos de energia adicional à energia garantida, não associada a potência contratada. A remuneração por cessão de energia, debitada à Eletrobras, é creditada ao Governo do Paraguai, em função da cessão de parte da energia que lhe cabe. As receitas financeiras de Itaipu Binacional compreendem as receitas resultantes dos rendimentos de aplicações em instituições bancárias e das moras recebidas por atraso no pagamento de faturas dos contratos de prestação dos serviços de eletricidade e dos juros decorrentes da repactuação da dívida da ANDE (referente a prestação dos serviços de eletricidade e dos juros decorrentes do convênio firmado com a ANDE para a construção da subestação da margem direita). Por fim, as operações de Itaipu Binacional, realizadas em diversas moedas, principalmente em reais e em guaranis, são contabilizadas tendo por referência o dólar dos Estados Unidos da América. Os efeitos das variações no poder aquisitivo do real e do guarani estão refletidos nas demonstrações contábeis de Itaipu Binacional de acordo com os critérios de conversão descritos nas demonstrações contábeis da empresa, na extensão da variação dessas moedas em relação à cotação do dólar dos Estados Unidos da América no Brasil e no Paraguai. Os valores contabilizados em dólares dos Estados Unidos da América permanecem registrados ao custo histórico, sem refletir qualquer efeito da variação no seu poder aquisitivo. Para mais informações acerca dos contratos, financiamentos e demais operações envolvendo a Companhia e Itaipu Binacional, vide seções 10.2 e 16.2 deste Formulário de Referência. CEPEL O Centro de Pesquisas de Energia Elétrica Cepel é o executor central de programas e projetos de pesquisa, desenvolvimento e investimentos para o Sistema Eletrobras. Foi criado em 1974, fruto de uma visão estratégica da Eletrobras, tendo como principal objetivo a formação de uma infraestrutura de pesquisa para o desenvolvimento da tecnologia avançada em equipamentos e sistemas elétricos no Brasil. Os beneficiários da atuação do Cepel transcendem a Eletrobras. Entre eles estão: o MME e entidades setoriais como a EPE, o ONS, a CCEE e a ANEEL, além de concessionárias e fornecedores. O Cepel possui um acervo de metodologias e programas computacionais em constante aperfeiçoamento e desenvolvimento, que são aplicados no planejamento da expansão da geração e transmissão, considerando aspectos de meio ambiente e inserção de fontes alternativas, na operação de sistemas hidrotérmicos interligados e na operação da rede básica, inclusive em tempo real, sendo largamente utilizados em todo o setor elétrico. Adicionalmente, o Cepel desenvolve estudos e pesquisas que geram tecnologias para (i) a transmissão, permitindo, por exemplo, aumento da capacidade, redução das faixas de passagem e melhores traçados para a instalação de linhas; (ii) o monitoramento e diagnóstico de equipamentos, visando otimização de investimentos e segurança na operação; (iii) a conservação e uso eficiente de energia; (iv) a metalurgia e materiais e (v) a distribuição, com destaque para redução de perdas e melhoria da qualidade do fornecimento, ambos alinhados com o conceito de redes elétricas inteligentes. Além disso, dá apoio tecnológico a importantes programas e projetos governamentais, como Luz para Todos, Proinfa, Procel e Reluz, colaborando também na elaboração dos Planos de Expansão de Energia. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 169 de 486

176 7.8 - Relações de longo prazo relevantes O Cepel possuiía, em 31 de dezembro de 2013, um complexo de 34 Laboratórios utilizados para apoio à condução de projetos de pesquisa e desenvolvimento, e onde também são realizados ensaios, análises periciais e de conformidade para certificação. Vários destes laboratórios são pioneiros no Brasil, e outros sem similares na América do Sul. O Cepel em 2013 desenvolveu 92 projetos corporativos de P&D+I para as Empresas Eletrobras nos seguintes temas: Planejamento da Expansão Eletroenergética; Meio Ambiente; Hidrologia Estocástica, Recursos Hídricos e Eólicos; Planejamento da Operação Eletroenergética; Planejamento, Operação e Análise de Redes; Tecnologias de Supervisão e Controle, em Tempo Real; Análise de Perturbações; Tecnologias de Transmissão; Tecnologia de Materiais e Extensão de Vida Útil; Monitoramento e Diagnóstico de Sistemas e Equipamentos; Conservação e Uso Eficiente de Energia; Energias Renováveis e Geração Distribuída; Tecnologias para Distribuição, Medição, Combate a Perdas e Qualidade de Energia; Técnicas Computacionais de Processamento Paralelo; Análise Técnico-Financeira de Empreendimentos e Tarifas. Na garantia do financiamento dos projetos de pesquisa do Cepel, as Empresas Eletrobras disponibilizaram, por meio de contribuição anual, recursos para o orçamento de 2013 na ordem de R$282,6 milhões, dos quais R$15,0 milhões foram investimentos na infraestrutura do Centro. Usina Nuclear de Angra 3 As obras civis de Angra 3 foram licitadas e adjudicadas à construtora Andrade Gutierrez através de contrato assinado em 16 de junho de A construtora contratada foi mobilizada em junho de 1984, dando-se início às obras. Os serviços já executados consistiram em mobilização, instalação do canteiro de obras e intervenções no local das edificações, com cortes de rocha e abertura de cavas para blocos de fundação. Em abril de 1986, as obras foram paralisadas, tendo ocorrido a desmobilização da contratada. Entretanto, o contrato continuou em vigor, aguardando decisão governamental sobre a retomada das obras. Para sua manutenção, o valor pago anualmente à Andrade Gutierrez para a manutenção de suas instalações, preservação das instalações do canteiro de obras e pelo uso de casas de sua propriedade pela Eletrobras Eletronuclear era da ordem de R$5 milhões. Em 2009, o contrato com a construtora foi revisto, adequando-se às condições atuais de mercado, aos quantitativos reais advindos da experiência com Angra 2 e ao estabelecimento do escopo que atenda a todas as necessidades das obras. De modo a subsidiar as negociações, foram elaborados e estabelecidos cronogramas para as principais atividades de obras civis de Angra 3, considerando 66 meses para a conclusão do empreendimento (a partir do início da concretagem da laje de fundação do prédio do reator), tendo sido identificados todos os serviços necessários com os respectivos quantitativos. Tanto a Eletrobras Eletronuclear como a construtora Andrade Gutierrez elaboraram, para todos os serviços, composições de preços unitários. O Tribunal de Contas da União (TCU) analisou esse aditivo e liberou a continuação das obras para a conclusão da Usina. A oferta da construtora, após algumas rodadas de negociações, foi de R$1,37 bilhão. Considerando a redução estabelecida pelo TCU de R$120 milhões, o valor final do contrato ficou em R$1,25 bilhão. Adicionalmente, a Areva, resultante da fusão da empresa alemã Siemens KWU com a francesa Framatome, é a fornecedora do Projeto básico de Angra 3 e tem um contrato comercial válido para sua participação na construção da Usina de Angra 3, através do fornecimento de bens de serviços importados. Em 16 de outubro de 2013, após um longo período de renegociação com a Areva, foram assinados: o Contrato de Garantias (Aditamento 9502 C) e o Contrato de Serviços (Aditamento 9504 C). O Contrato de Suprimentos (Aditamento 9501 C) foi assinado em 06 de novembro de Os Contratos de Serviços, Garantias e Suprimentos se tornaram efetivos em 10 de dezembro de Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 170 de 486

177 7.8 - Relações de longo prazo relevantes O financiamento para suportar esse escopo importado está garantido por meio de um contrato com a Caixa Econômica Federal CEF, no valor de R$ 3,8 bilhões. Como este contrato ainda não se encontra efetivo, foi solicitada à CEF, uma antecipação através do empréstimo ponte no valor de R$ 1 bilhão, com vistas a garantir os pagamentos após os eventos iniciais do contrato com a Areva. Esta solicitação se deve à exigência temporal por parte da Procuradoria Geral da Fazenda Nacional PGFN, na análise ao Contrato de Contra Garantia a ser oferecida pela Garantia da União ao Contrato de Financiamento com a CEF e a Eletrobras Eletronuclear. Em 30 de setembro de 2013 foi assinado o contrato do Empréstimo Ponte com a CEF, e em 28 de novembro de 2013 foi liberada a primeira parcela deste financiamento, no valor de R$ 200,0 milhões. Cronograma do Empreendimento Inicialmente, o período planejado para a construção de Angra 3 era de 5,5 anos, compreendido entre o início de execução da concretagem da laje de fundação do edifício do reator até o início de operação comercial, abrangendo as etapas de projeto, construção, montagem eletromecânica, comissionamento e testes. A usina, que entraria em operação em 2016, agora está prevista para iniciar sua operação em maio de 2018, de acordo com o Cronograma Executivo Geral revisão 2, emitido em julho de Fazendo-se uma análise das principais causas para revisão do Cronograma Executivo Geral, podemos citar: o processo de autorizações gradativas para concretagem no âmbito da CNEN; evolução do esquema financeiro para cobertura de bens e serviços no exterior: o Original Bancos Estrangeiros (não contratado) o Proposto BNDES (não contratado) o Contratado CAIXA ECONÔMICA FEDERAL (assinado, mas ainda não efetivo) gestões junto à Areva visando buscar a redução dos prazos de fornecimento, principalmente aqueles associados à entrega da instrumentação e controle digital, atrasando assim a assinatura dos aditamentos dos contratos; o prosseguimento do processo de contratação da montagem eletromecânica, pendente de apreciação pelo TCU desde abril de 2012, e liberado em novembro de 2012, o que paralisou, por um longo período, o processo de licitação; as dificuldades nos processos de renegociação de contratos com fornecedores nacionais de materiais e equipamentos; as dificuldades nos processos de licitações dos suprimentos nacionais; o baixo desempenho de alguns fabricantes, principalmente a CONFAB e a NUCLEP, na execução dos contratos; e a produtividade da empreiteira de obras civis aquém dos índices planejados, causada pelos (as): o impactos do processo de licenciamento nuclear no desenvolvimento das obras civis; o exigências da CNEN para utilização de novas bases normativas e a adoção de critérios adicionais para cálculos estruturais, com reflexos na disponibilização inicial de projetos; o atrasos iniciais em licitações para serviços nacionais com impactos na disponibilização de projetos. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 171 de 486

178 7.8 - Relações de longo prazo relevantes Situação atual da construção da usina: Questões relativas ao Processo de Licenciamento Ambiental No tocante ao processo de licenciamento ambiental, não existem quaisquer impedimentos para a continuidade das obras, tendo em vista que, visando um melhor entendimento do público acerca do empreendimento Angra 3 e por iniciativa própria da Eletrobras Eletronuclear, foram realizadas 17 Reuniões Públicas com as comunidades circunvizinhas à Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto (Angra dos Reis, Paraty e Rio Claro) e nas cidades do Rio de Janeiro e Ubatuba- SP. Adicionalmente, por convocação formal do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Renováveis IBAMA, foram realizadas oito Audiências Públicas nas mesmas cidades, sendo que o Estudo de Impacto Ambiental EIA e o Relatório de Impacto ao Meio Ambiente RIMA e o Plano de Atendimento às Exigências do Processo de Licenciamento Ambiental, submetidos pela Eletrobras Eletronuclear, foram aprovados por aquele órgão licenciador, tudo isso culminando com a concessão pelo IBAMA das licenças necessárias ao início e continuidade das obras, a saber: Licença Prévia: expedida em 23 de julho de Licença de Instalação: expedida em 05 de março de Em 02 de dezembro de 2009, a Licença foi retificada, pelo mesmo prazo de 06 anos, e constando de 46 condicionantes (inclusão de 01 condicionante adicional) cujos atendimentos estão sendo realizados pela Eletronuclear, dentro dos prazos estabelecidos. Questões relativas ao Processo de Licenciamento para Uso do Solo Analogamente ao processo anterior também, não existem quaisquer óbices para o prosseguimento das obras de implantação de Angra 3, considerando que, em 24 de junho de 2009, a Prefeitura Municipal de Angra dos Reis, após um período de tratativas com a Eletrobras Eletronuclear sobre os investimentos socioambientais a serem realizados na área de influência da central nuclear, expediu o Alvará de Licença para Construção n. 108/2009, referente à construção de Angra 3. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 172 de 486

179 7.8 - Relações de longo prazo relevantes Questões relativas ao Processo de Licenciamento Nuclear Tendo por base nos principais documentos submetidos pela Eletrobras Eletronuclear com vistas ao cumprimento do processo de licenciamento nuclear, o Relatório Preliminar da Análise de Segurança - RPAS, o Relatório de Preliminar de Proteção Física RPPF, o Relatório Preliminar de Proteção Contra Incêndio RPPCI e uma série de documentos e relatórios comprovando a segurança da usina em suas fases de construção e operação, a autoridade reguladora brasileira para instalações nucleares, Comissão Nacional de Energia Nuclear CNEN, outorgou as licenças: 1ª Licença Parcial: expedida em 09 de março de 2009, autorizando a execução do concreto de regularização da cava de fundações e a impermeabilização da laje de fundação do edifício do reator e da laje de fundação do edifício auxiliar do reator. 2ª Licença Parcial: expedida em 11 de março de 2010, autorizando a construção de estruturas e edificações não nucleares. 3ª Licença Parcial: expedida em 29 de março de 2010, autorizando a construção do prédio da turbina. Licença Definitiva para Construção: Expedida em 25 de maio de 2010 autorizando a concretagem da laje de fundação do edifício do reator (UJB), condicionada à submissão, por parte da Eletrobras Eletronuclear à CNEN, de projetos e cálculos para as etapas seguintes da obra. A CNEN já emitiu 44 autorizações para serviços de concretagem. Renegociação de Contratos Vigentes para Angra 3 A partir do reconhecimento da validade legal dos contratos para Angra 3 que haviam sido assinados no passado, a Eletrobras Eletronuclear, além das renegociações do contrato com a Construtora Andrade Gutierrez para a execução das obras civis de construção (processo de renegociação apreciado e aprovado pelo TCU) e do contrato com a Areva para o fornecimento de equipamentos importados e para a execução de engenharia estrangeira, vem empreendendo renegociações das bases técnico-comerciais com diversas empresas fornecedoras de materiais, equipamentos e componentes do escopo nacional de suprimentos para Angra 3. Dentre esses fabricantes e correlatos fornecimentos e destacam-se os seguintes: Negociações Concluídas FORNECEDOR PACOTE ESCOPO DISCIPLINA Nº CONTRATO CONFAB M300 (Fornecimento) M110 / M111 M301 M300 (Montagem) M320 / M331 / M332 Esfera de Contenção Componente Tanques GR1 e GR2 Locks de Contenção Esfera de Contenção Revestimento da Piscina / Tubulações da Piscina / Revestimento e Sistema da Coleta de Vazamento Mecânico Componente Mecânico Componente Mecânico Componente Mecânico Componente Mecânico CT (aditamento n 07) CT (aditamento n 04) CT (aditamento n 06) DATA DE ASSINA- TURA VALOR (R$ MI- LHÕES) 7-jun-10 97,0 9-ago-10 36,7 28-jan-11 13,1 NCO - 056/82 1-mar ,9 CT (aditamento n 03) 31-mar-11 18,4 Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 173 de 486

180 7.8 - Relações de longo prazo relevantes M113 M114 / M115 M116 / M119 M130 / M131 / M140 / M174 Tanques de Água de Alimentação Tanques GR5 e GR6 Tanques GR 10 e Coletores de Amostra Coluna de Degaseificação KBF / KBG / KPF / Lavador de Gás e Separador de Gotículas Componente Mecânico Componente Mecânico Componente Mecânico Componente Mecânico CT (aditamento nº 04) CT (aditamento nº 06) CT 0092 (aditamento nº 04) CT (aditamento nº 04) 28-set-12 13,7 23-dez-13 25,2 23-dez-13 1,4 23-dez-13 30,5 BARDELLA M312 M311 M310 M201 M315 Ponte da Turbina Guindaste Semi-pórtico Ponte Polar Equipamentos da Tomada D água Ponte da Tomada D'água Componente Mecânico Componente Mecânico Componente Mecânico Componente Mecânico Componente Mecânico CT (aditamento n 03) CT (aditamento n 03) CT (aditamento n 03) CT (aditamento n 03) CT (aditamento n 03) 30-abr-10 11,0 3-ago-10 18,1 29-out-10 29,5 5-jul-11 31,0 1-mar-13 1,9 M112 Acumuladores Componente Mecânico GAC.T/CT - 009/09 3-mar-10 17,1 NUCLEP M105 M328 Condensadores Pacotes de Embutidos Componente Mecânico Componente Mecânico GAC.T/CT - 006/10 GAC.T/CT - 017/10 1-jul-10 58,7 23-set-10 4,6 M335 - Parte / M493 / M494 Suportes Especiais Embutidos de 1 Estágio nos Prédios UJA e UJE Tubulação GAC.T/CT EBSE M411 Tubos Ferríticos Soldados Tubulação SIEMENS BRASIL E002 Transformadores do Gerador Elétrica CT (aditamento n 04) CT (aditamento nº 01) 3-mai-11 12,1 10-jan-11 17,2 27-set-12 35,2 Principais Processos Licitatórios Concluídos Dentre os principais contratos já licitados, destacam-se os seguintes: SERVIÇO ESCOPO EMPRESA Nº CONTRATO DATA VALOR (EM MILHÕES) Serviços Iniciais INTERTCHNE GAC.T/CT - 008/10 12-mai-10 R$ 1,0 Serviços de Engenharia Civil Engenharia do Pacote Civil 1 - Cálculos Estruturais ENGEVIX GAC.T/CT - 033/10 14-jan-11 R$ 14,0 Engenharia do Pacote Civil 2 - Edificações Convencionais ENGEVIX GAC.T/CT mar-13 R$ 11,3 Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 174 de 486

181 7.8 - Relações de longo prazo relevantes Consultoria para Implantação de Vãos de Saída e Linhas de Transmissão de 138 kv e 500 kv MARTE ENGENHARIA GAC.T/CT - 024/10 25-out-10 R$ 0,9 Serviços de Engenharia Eletromecânica Elaboração e Detalhamento de Fluxogramas de Sistemas Mecânicos Projeto da Tubulação da Área Externa e Tubovia Angra 3 - Angra 2 Engenharia do Pacote Eletromecânico 2 - Associado ao Secundário INTERTECHNE ENGEVIX ENGEVIX GAC.T/CT GAC.T/CT GAC.T/CT fev-11 R$ 0,6 30-mar-11 R$ 2,3 21-dez-11 R$ 109,1 Engenharia do Pacote Eletromecânico 1 - Associado ao Primário AF CONSULT GAC.T/CT mai-12 R$ 162,2 Apoio ao Planejamento STEI GAC.T/CT - 015/10 23-jun-10 R$ 3,8 Fiscalização de Obras Civis e Apoio Técnico ao Proprietário CONCREMAT GAC.T/CT - 027/10 11-nov-10 R$ 89,9 Serviços de Suporte ao Gerenciamento e Implantação Gerenciamento Associado às Responsabilidades do Proprietário Fiscalização da Fabricação de Componentes LOGOS ENGENHARIA CONSULPRI GAC.T/CT - 023/10 GAC.T/CT nov-10 R$ 118,7 28-jan-11 R$ 11,6 Fiscalização dos Serviços de Montagem DUCTOR GAC.T/CT jan-11 R$ 70,9 Gerenciamento de Engenharia - Internacional AF CONSULT GAC.T/CT jan-12 R$ 27,2 Outros Serviços (Inexigibilidade) Inspeção Independente Perito Independente IBQN TUV NORD GAC.T/CT GAC.T/CT abr-12 R$ 68,2 17-jul-12 EUR 9,2 Licitações para Suprimentos já Concluídas FORNECEDOR PACOTE ESCOPO PUBLICAÇÃO DO EDITAL DATA ASSINA- TURA CONTRATO VALOR (R$ MILHÕES) TROX GR008 Dampers de Regulagem 23-dez-10 8-jun-11 2,9 KSB M209 Bombas Centrifugas Horizontais Adicionais 9-nov jul-11 0,4 TROX GR007 Dampers de Retorno 2-jun nov-11 2,0 FUZI-TEC M401 / M420B Lugs e Peças Especiais Ferríticas 3-mar-11 8-dez-11 0,9 CONFAB M325 Suporte do VPR 15-mar-11 5-jan-12 34,6 FUZI-TEC M420A / M497 Tubulação Soldada - ESPES 3-mar jan-12 12,4 SOMAX GR001 Ventiladores 9-fev jan-12 14,3 FUZI-TEC M492 Pontos Fixos das Penetrações de Tubulação da Contenção 3-ago-11 1-mar-12 3,2 Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 175 de 486

182 7.8 - Relações de longo prazo relevantes BAUMA SCHNEIDER ELECTRIC M313 / M314 / M319 / M379 / M353 / M382 Talhas Padrão H5 16-set abr-12 3,9 E004B Transformadores de Baixa Tensão 7-dez-11 2-mai-12 0,4 TROX GR004 Silenciadores 11-out mai-12 0,7 SULZER M207 Bombas Centrífugas Horizontais 7-jul-11 9-jul-12 11,1 STHAL M307 / M308 / M309 / M316 / M317 / M341 / M351 SIEMENS BRASIL E001 / E003 Pontes Pacote H3 10-nov-11 7-ago-12 4,3 Transformador da Rede Externa e Auxiliares 22-mar set-12 12,0 PRYSMIAN E012 Cabos de Força e Acessórios 14-out-11 4-out-12 73,3 IGUAÇUMEC E036 Subdistribuidores de Baixa Tensão 7-dez out-12 6,1 PALESSA E040 Proteção Catódica (Área Externa) 28-set out-12 1,2 SERMATEC M344 Amortecedor Choque Pisc Recip EC 8-nov-11 6-nov-12 0,2 BARDELLA M324 Suportes dos Componentes Pesados 14-jul nov-12 15,4 TROX GR006 Filtros de Ar Normal 10-nov nov-12 0,4 MUNTERS GR031 Separador de Gotas GR jan-12 3-dez-12 0,7 COMTRAFO E004A Transformadores de Baixa Tensão 7-ago dez-12 5,9 WEG E108 Conversores de Frequência 14-set mar-13 0,9 FUZI-TEC M178A / M311B / M340 / M372 Revestimento da Sala de Descontaminação e Portas Especiais 10-dez-12 2-ago-13 1,6 FUZI-TEC M176 Bacias de Descontaminação 29-out-12 4-set-13 0,8 IEC E107 Sistema de Proteção Catódica para os Condensadores e suas Tubulações de Admissão e Descarga 14-dez out-13 5,4 ASVOTEC M117 / M155A / M155B / M161A / M175 / M602 / M603 / E045B Filtros KBE/KPB/SRP/KLX e Sistema Componentes JMT / KBA 4-out-12 9-dez-13 4,1 Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 176 de 486

183 7.8 - Relações de longo prazo relevantes Principais atividades de obras civis em curso A figura seguinte apresenta uma visão geral do canteiro de obras de Angra 3 ao final de dezembro de 2013, cujas obras civis apresentaram um Progresso Físico Global acumulado de 53,4%. A tabela abaixo apresenta o Progresso Físico, em 31 de dezembro de 2013, para os principais prédios / estruturas da usina, considerando as etapas de: Superestrutura (armação e concreto), Estrutura Metálica e Acabamento. Área / Prédio Progresso UJB Edifício do Reator Annulus 63,7% UJA Edifício do Reator 8,5% UJF Estrutura de Eclusa de Equipamento e do Pórtico 24,1% UJE Compartimento de Válvulas do Vapor Principal e Água de Alimentação 22,4% UKA Edifício Auxiliar do Reator 50,1% UKH Chaminé de Descarga de Gases 27,8% UBA Edifício de Controle 53,2% UBP Edifício dos Geradores de Emergência e Água Gelada 0,0% ULB Edifício de Alimentação de Emergência 63,6% UMA Edifício da Turbo-Gerador 100,0% UPC Estrutura de Tomada D Água Principal 45,5% ULD Edifício de Purificação do Condensado 30,1% UYA Edifício da Administração 17,4% Área Externa - UZT e Demais Estruturas 32,6% Atividades Preparatórias da Civil 100,0% Adequação do Canteiro 88,9% Urbanização e Proteção Física 0,0% Total - Obras Civis 53,4% Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 177 de 486

184 7.8 - Relações de longo prazo relevantes Montagem da Esfera de Contenção As atividades de montagem da esfera de contenção foram iniciadas em março de 2011 com a mobilização do pessoal da CONFAB no canteiro de obras, onde foi preparada a soldagem das chapas de aço e a pré-montagem da Zona 1. Abaixo segue tabela com a situação da montagem das zonas da esfera de contenção. ZONA INÍCIO TÉRMINO % REALIZADO 1 4-out-11 6-out % 2 19-out-11 4-fev % 3 8-mar-12 8-mai % 4 19-mai ago % 5 10-dez-12 1-nov % 6 25-jun nov % 7 2-nov ,3% Em 31 de dezembro de 2013, o Progresso Físico Global acumulado da montagem da esfera de contenção apresentou o valor de 57,3%. Relatório de Sustentabilidade Anualmente, a Eletrobras divulga seu relatório de sustentabilidade. Desde 2008, as empresas do Sistema Eletrobras adotam as diretrizes da Global Reporting Initiative (GRI) para a elaboração de seu relatório de sustentabilidade. Além disso, a Eletrobras é signatária do Pacto Global das Nações Unidas, a maior iniciativa do mundo de responsabilidade corporativa, e é membro do Índice de Sustentabilidade Empresarial (ISE) da BM&FBOVESPA. A Eletrobras passou a integrar o Índice de Sustentabilidade Dow Jones em 2013, na carteira dos mercados emergentes. Em seu relatório de sustentabilidade, estão indicadas informações sobre a gestão corporativa, indicadores de desempenho social, ambiental e econômico, além de outros indicadores específicos para o setor de energia elétrica. O relatório de sustentabilidade pode ser obtido no website de relações com investidores da Eletrobras ( na seção Sustentabilidade ou na seção Relações com Investidores\ Informações Financeiras. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 178 de 486

185 7.9 - Outras informações relevantes Responsabilidade Social De forma a contribuir para o desenvolvimento sustentável do Brasil e de países onde atua, a Eletrobras assume como estratégica a responsabilidade social e alinhando suas ações às Diretrizes de Responsabilidade Social da Eletrobras e aos compromissos voluntários assumidos pela empresa, como os Princípios do Pacto Global da ONU e aos assumidos pelo Governo Federal como os Objetivos de Desenvolvimento do Milênio. Desse modo, no ano de 2013, foram apoiados nove projetos sociais em diferentes linhas de atuação: cultura, esporte e lazer, garantia dos direitos da criança, relação com movimentos sociais e comunidades tradicionais. Quanto ao compromisso da Eletrobras com a igualdade de oportunidade para homens e mulheres no ambiente de trabalho, destaca-se a adesão da empresa a 5ª Edição do Programa Pró-Equidade de Gênero e Raça da Secretaria de Políticas para as Mulheres da Presidência da República, assim como a adesão aos Princípios de Empoderamento das Mulheres propostos pela ONU Mulheres e Pacto Global. Em 2013, a Eletrobras recebeu o selo Pró-Equidade de Gênero e Raça referente a 4ª edição do Programa pelo sucesso alcançado com o desenvolvimento das ações para a promoção da igualdade de oportunidade para homens e mulheres no ambiente de trabalho. Esporte, Cultura e Sociedade Em 2013, desenvolveu-se uma metodologia de mensuração de projetos de patrocínio avaliação do custo x benefício e avaliação de resultados de projetos de patrocínios, que têm grande relevância e transparência para a gestão corporativa. A Eletrobras elaborou e aprovou duas matrizes de mensuração que permitirão avaliar os projetos incentivados e nãoincentivados de forma mais efetiva. O objetivo é desenvolver ações para criar procedimentos de avaliação e mensuração dos ganhos obtidos pelos projetos selecionados por editais e escolha direta. Outro fato relevante é o desenvolvimento e aprovação da minuta-padrão de instrumento jurídico para patrocínios incentivados (projetos culturais, esportivos e de produção de audiovisual). Trata-se de método de contratação padronizado que culminará em ganhos notáveis em termos de eficácia operacional e segurança jurídica, nas contratações de patrocínios. Também merece destaque os editais de cultura e de eventos (Programa de Patrocínio das Empresas Eletrobras 6ª. Edição e a Eventos do Setor Elétrico e Programa Cultural das Empresas Eletrobras 3ª. Edição) que dão continuidade aos processos de seleção pública transparente e impessoal, conforme preconizam os princípios da Administração Pública previstos na Constituição Federal. Em 2013, foram selecionados 19 projetos no âmbito das empresas participantes do programa de eventos e 25 projetos do programa de cultura pelas Empresas Eletrobras, que uniram esforços em prol de uma seleção eficiente e íntegra. A Eletrobras incentiva e apoia esportes de alto rendimento, tendo sido realizado patrocínio à Confederação Brasileira de Basketball CBB - por meio do projeto Basquetebol do Brasil O projeto objetivou preparar os atletas das equipes femininas e masculinas das categorias de base e adulto masculino visando formação e aprimoramento de equipes táticas e de atletas. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 179 de 486

186 7.9 - Outras informações relevantes A Eletrobras apoia, ainda, projetos no âmbito da cultura que tenham preferencialmente viabilidade de captação por lei de incentivo federal. Neste sentido, no ano de 2013 foi investido um total de R$ ,51 milhões para projetos culturais incentivados. Dentre os projetos de destaque no âmbito cultural estão a Escola de Música de Heliópolis, projetos selecionados pelo Edital do Programa Cultural de 2013, como Anima Mundi 2013 e Lima Barreto, Ao Terceiro Dia, e produções de longa-metragem como o filme De Pernas Pro Ar 2. Política Antitruste das Empresas Eletrobras Em 19 de Maio de 2014, a Diretoria Executiva da Eletrobras aprovou a Política Antitruste das Empresas Eletrobras. As diretrizes estabelecidas na Política Antitruste devem ser observadas por todos os colaboradores das empresas Eletrobras, membros do Conselho de Administração, diretores, conselheiros, empregados, contratados, prestadores de serviço e estagiários, além de quaisquer parceiros de negócio, fornecedores e colaboradores de parceiros comerciais e joint ventures. O principal objetivo da Política Antitruste das Empresas Eletrobras é orientar o tratamento das questões antitruste nas Empresas Eletrobras, visando nortear suas ações em ambientes concorrenciais e valorizar as práticas corporativas que estimulem a livre concorrência, bem como reduzir os riscos operacionais de suas atividades frente aos órgãos reguladores, em consonância com princípios legais e melhores práticas antitruste de mercado. São orientações dessa política: (i) submeter as decisões e ações empresariais aos ditames constitucionais, legais e normativos infralegais adstritos à sua condição de entes da Administração Pública Indireta; (ii) pautar decisões e ações empresariais pela ética, transparência, integridade, lealdade, impessoalidade, profissionalismo e eficiência, considerando os legítimos interesses de todos os seus públicos de relacionamento e seu compromisso com a sustentabilidade; (iii) defender as regras de livre concorrência; (iv) não manipular preços ou atuar no mercado utilizando práticas desleais ou anticompetitivas; (v) Não se relacionar com empresas que promovam ações desleais, anticompetitivas ou que, de qualquer forma, prejudiquem a livre concorrência ou a livre iniciativa; (vi) não se relacionar com empresas que promovam a formação de trustes a fim de dominar mercado relevante de bens ou serviços; (vii) não se relacionar com empresas que promovam ações que possam comprometer a livre concorrência de mercado; (viii) não se relacionar com empresas que promovam ações que possam caracterizar concorrência desleal; (ix) não se relacionar com empresas que promovam acordos ou ajustes com concorrentes a fim de fixar preços ou manipular propostas. Erro! Nome de propriedade do documento desconhecido. PÁGINA: 180 de 486

187 8.1 - Descrição do Grupo Econômico a) controladores diretos e indiretos e d) participações de sociedades do grupo na Companhia A Eletrobras é uma empresa de economia mista e de capital aberto, controlada pela União que detinha, em 31 de dezembro de 2013, 54,46% das ações ordinárias com direito a voto e 43,76% do capital social total da Companhia. O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social ( BNDES ) é considerado pessoa vinculada ao acionista controlador da Eletrobras, já que se trata de uma empresa pública federal e, portanto, controlada pela União. O BNDES detinha, em 31 de dezembro de 2013, ações ordinárias e preferenciais Classe B de emissão da Companhia, o que corresponde a 6,86% do seu capital social. BNDES Participações S.A. ( BNDESPAR ) é considerada pessoa vinculada ao acionista controlador da Eletrobras, na medida em que a BNDESPAR é uma subsidiária integral do BNDES. A BNDESPAR detinha, em 31 de dezembro de 2013, ações ordinárias e preferenciais Classe B de emissão da Companhia, o que corresponde a 11,86% do seu capital social. Em 31 de dezembro de 2013, o capital social da Eletrobras encontrava-se dividido da seguinte forma: Acionista Governo Federal União BNDES Participações S.A. BNDESPAR... BNDES Fundo Nacional de Desenvolvimento FND¹²... Fundo Garantidor da Habitação Popular FGHAB¹... FGI Fundo Garantidor de Investimentos¹... % Ordinári as 54,46 13,04 6,86 4,20 0,09 % Prefere n-ciais A % Prefere n-ciais B % Capital Total - 43,76 7,04 11,86 6,88 6,86-3,37-0, ,30 0,65 79,64-17,40 66,58 Outros ,36 100,00 82,60 33,42 Total: 100,00 100,00 100,00 100,00 ¹ Fundos controlados pela União Federal. 2 O FND foi extinto, conforme Medida Provisória nº 501/10, de 30 de dezembro de 2010, porém o inventário ainda não foi finalizado. Após a finalização, as ações detidas pelo FND serão transferidas para a União Federal. b) controladas e coligadas A Eletrobras detém participações em empresas envolvidas nas atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Abaixo, seguem as informações acerca das subsidiárias da Eletrobras: CONTROLADAS Empresas de Geração e Transmissão PÁGINA: 181 de 486

188 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Eletrobras Chesf: A Companhia Hidroelétrica do São Francisco ( Chesf ) é uma concessionária de serviço público de geração e transmissão de energia elétrica controlada pela Eletrobras que tem por finalidade gerar, transmitir e comercializar energia elétrica, mediante Contrato de Concessão firmado com a ANEEL. O seu sistema de geração é hidrotérmico, com capacidade instalada de MW (considerando as participações nas SPES que a companhia é acionista) em 31 de dezembro de 2013, com predominância de usinas hidrelétricas. O sistema de transmissão da Chesf, em 31 de dezembro de 2013 era composto por km de linhas de transmissão em operação e 11 subestações. Eletrobras CGTEE: A Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica ( CGTEE ) é uma concessionária de serviço público de geração de energia elétrica controlada pela Eletrobras que tem por finalidade realizar estudos, projetos, construções e operações das instalações dos sistemas de transmissão e geração de energia elétrica, mediante Contrato de Concessão firmado com a ANEEL. O seu sistema de geração é baseado em usinas termoelétricas com 840 MW de capacidade instalada. Eletrobras Eletronorte: A Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. ( Eletronorte ), é uma concessionária de serviços públicos de energia elétrica, controlada pela Eletrobras, com atuação predominante nos Estados do Acre, Amapá, Amazonas, Maranhão, Mato Grosso, Pará, Rondônia, Roraima e Tocantins. A partir do exercício de 2003, com a liberação gradual dos seus contratos de suprimento contratos iniciais à razão de 25% ao ano, conforme estabelece a Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, a Eletronorte passou a atender às demais regiões do país. Em 31 de dezembro de 2013, as operações da Eletronorte na área de geração de energia elétrica contavam com quatro usinas hidrelétricas, com capacidade instalada de 8.860,05 MW e seis usinas termelétricas, com capacidade de 479,97 MW, perfazendo uma capacidade instalada de 9.340,02 MW. Além dessas, a companhia tem participação em Sociedades de Propósito Específico detentoras da UHE Dardanelos e UTE Serra do Navio, totalizando MW. A transmissão de energia é efetuada por um sistema composto, em 31 de dezembro de 2013, de 9.287,13 Km de linhas de transmissão, 45 subestações no Sistema Interligado Nacional SIN, além de 695,89 Km de linhas de transmissão e 10 subestações no sistema isolado, perfazendo um total de 9.983,02 Km de linhas de transmissão e 55 subestações. Eletrobras Eletronuclear: A Eletrobras Termonuclear S.A. ( Eletronuclear ) é uma empresa controlada pela Eletrobras que tem como atividade principal a construção e operação de usinas nucleares, a geração de energia elétrica delas decorrentes e a realização de serviços de engenharia e correlatos, sendo essas atividades regulamentadas e fiscalizadas pela ANEEL. Dentro do escopo desse objeto, a Eletronuclear vem exercendo basicamente as atividades de exploração das usinas Angra 1 e Angra 2, com potência nominal de MW, bem como a manutenção das condições para construção da terceira unidade nucleoelétrica, denominada usina Angra 3. A energia elétrica gerada pela Eletronuclear foi fornecida exclusivamente para a controlada Furnas - Centrais Elétricas S.A. (parte relacionada), mediante contrato de compra e venda de energia elétrica, até 31 de dezembro de A partir de 1º de janeiro de 2013, a energia elétrica foi rateada entre todas as concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição no Sistema Interligado Nacional SIN, de acordo com a metodologia estabelecida na Resolução Normativa nº 530, editada em 21 de dezembro de 2012, pela ANEEL, para o cálculo das cotas-partes anuais referentes à energia das centrais de geração Angra 1 e Angra 2 e as condições para a comercialização dessa energia na forma do art.11, da Lei nº /2009. PÁGINA: 182 de 486

189 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Eletrobras Eletrosul: A Eletrosul Centrais Elétricas S.A. ( Eletrosul ) tem como objetivo principal a transmissão e a geração de energia elétrica nos estados de Santa Catarina, Paraná, Rio Grande do Sul, Mato Grosso do Sul e Rondônia, valendo-se, inclusive, de participações em Sociedades de Propósito Específicos nos estados de Rondônia, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul. A companhia pode ainda, realizar estudos, projetos, construção, operação e manutenção das instalações dos sistemas de transmissão e de geração de energia elétrica, estando essas atividades regulamentadas pela ANEEL. Adicionalmente, a concessionária está autorizada a participar de consórcios ou de outras companhias, com o objetivo de desenvolver atividades nas áreas de energia. A Eletrosul é uma companhia fechada controlada pela Eletrobras. Em 31 de dezembro de 2013, seu parque gerador era composto por 02 usinas hidrelétricas e 02 PCHs de propriedade integral da companhia, perfazendo um total de 159 MW e 03 usinas eólicas num total de 90 MW. Em parceria com agentes privados, a empresa detinha participação na UHE Mauá e na UHE Jirau, acrescentando mais 193 MW a sua capacidade instalada total. O sistema de transmissão era composto, em 31 de dezembro de 2013, por km de linhas com tensões que variam de 69 a 525 kv, além de 142Km em parcerias com outras empresas Eletrobras Furnas: A Furnas Centrais Elétricas S.A. ( Furnas ) é controlada pela Eletrobras e atua na geração, transmissão e comercialização na região abrangida pelo Distrito Federal e os Estados de São Paulo, Minas Gerais, Rio de Janeiro, Paraná, Espírito Santo, Goiás, Mato Grosso, Pará, Tocantins, Rondônia, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Rio Grande do Norte, Ceará e Bahia, além de participar de sociedades de propósito específico. A comercialização de energia realiza-se com empresas distribuidoras de energia e consumidores de todo o território nacional. Em 31 de dezembro de 2013, o sistema de produção de energia elétrica de Furnas era composto por onze usinas hidrelétricas de propriedade exclusiva, duas usinas hidrelétricas em parceria com a iniciativa privada, com potência instalada de MW, e duas usinas termelétricas com 962 MW de capacidade instalada, totalizando MW. Considerando a participação proporcional em SPEs, o parque gerador de Eletrobras Furnas passa a totalizar MW. Itaipu: A Itaipu Binacional ( Itaipu ) é uma entidade binacional criada e regida, em igualdade de direitos e obrigações, pelo Tratado assinado em 26 de abril de 1973, entre a República Federativa do Brasil e a República do Paraguai, também referidas como Altas Partes Contratantes, sendo seu capital pertencente em partes iguais à Eletrobras e à Administración Nacional de Electricidad - ANDE. Seu objetivo é o aproveitamento hidrelétrico dos recursos hídricos do rio Paraná, pertencentes em condomínio aos dois países, desde e inclusive o Salto de Guaíra até a foz do rio Iguaçu, mediante a construção e a operação de uma Central Hidrelétrica, com capacidade total disponibilizada para contratação de 14 milhões de kw, gerando energia elétrica de qualidade, com responsabilidade social e ambiental, impulsionando o desenvolvimento econômico, turístico e tecnológico, sustentável, no Brasil e no Paraguai. Em 2013, produziu um total de 98,6 milhões de MWh, quebrando seu próprio recorde mundial de produção de energia, que ocorreu em Empresas de Distribuição Eletrobras Amazonas Energia: A Amazonas Energia S.A. ( Amazonas Energia ), tem como atividade principal a geração, distribuição e comercialização de energia elétrica no Estado do Amazonas. A Amazonas Energia tem geração própria de 2.203,9 MW e complementa a sua necessidade para PÁGINA: 183 de 486

190 8.1 - Descrição do Grupo Econômico atendimento aos consumidores comprando energia de produtores independentes. A distribuição de energia é realizada por meio de km de linhas e 53 subestações, de forma a atender 62 municípios e consumidores localizados no Estado do Amazonas. Eletrobras Distribuição Acre: A Companhia de Eletricidade Eletroacre ( Eletrobras Distribuição Acre ) é uma sociedade de economia mista, controlada pela Eletrobras, que detém a concessão para exploração do serviço público de distribuição e comercialização de energia elétrica para todo o Estado do Acre, mediante Contrato de Concessão nº 06/2001 ANEEL, celebrado em 12 de fevereiro de 2001, com prazo de vigência até 07 de julho de O suprimento de energia elétrica da capital do Estado do Acre, Rio Branco, e das seis localidades interligadas ao Sistema Rio Branco é realizado pela Eletronorte. Eletrobras Distribuição Alagoas: A Companhia Energética de Alagoas CEAL ( Eletrobras Distribuição Alagoas ) detém concessão para distribuição de energia elétrica em todos os municípios do Estado de Alagoas junto à ANEEL, mediante o Contrato de Concessão nº 07/2001-ANEEL, e seus termos aditivos celebrados, respectivamente, em 15 de maio de 2005 e em 08 de junho de 2010, com vigência até 07 de julho de Seu principal objetivo é projetar, construir e explorar o serviço público de distribuição aos consumidores finais de energia elétrica na área de abrangida pela concessão. Eletrobras Distribuição Piauí: A Companhia Energética de Piauí CEPISA ( Eletrobras Distribuição Piauí ) detém a concessão para distribuição de energia elétrica em todo o território do Estado do Piauí, mediante o Contrato de Concessão n 04/2001-ANEEL, firmado com a ANEEL, em 12 de fevereiro de 2001, com vigência até 07 de julho de 2015, podendo ser prorrogada pelo período de até 20 anos. A Eletrobras Distribuição Piauí tem como atividade principal a distribuição de energia elétrica, suprindo todos os municípios do Estado do Piauí, por meio de linhas e subestações, em diversas tensões. Eletrobras Distribuição Rondônia: A Centrais Elétricas de Rondônia S.A. CERON ( Eletrobras Distribuição Rondônia ) detém concessão para distribuição de energia elétrica em todos os municípios do Estado de Rondônia junto à ANEEL, mediante o Contrato de Concessão nº 05/2001-ANEEL e seus aditivos celebrados, respectivamente, em 12 de fevereiro de 2001 e 11 de novembro de 2005, com vencimento em 07 de julho de Seu principal objetivo é projetar, construir e explorar o serviço público de distribuição aos consumidores finais de energia elétrica na área abrangida pela concessão. Eletrobras Distribuição Roraima: A Boa Vista Energia S.A ( Distribuição Roraima ) é uma empresa de capital fechado, de direito privado, controlada pela Eletronorte, com atuação na cidade de Boa Vista - RR. Conforme seu Estatuto Social, suas funções principais são: explorar os serviços de energia elétrica, realizando, para tanto, estudos, projetos, subestações, linhas de transmissão e redes de distribuição de energia elétrica, bem como a prática dos atos de comércio necessários ao desempenho dessas atividades. A Distribuição Roraima detém concessão junto à ANEEL para distribuição de energia elétrica no município de Boa Vista - RR, mediante Contrato de Concessão nº 21/2001 ANEEL e termo aditivo celebrados, respectivamente, em 21 de março de 2001 e 14 de outubro de 2005, com vigência até o ano de PÁGINA: 184 de 486

191 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Controle Compartilhado Companhia de Eletricidade do Amapá ( CEA ): A CEA é uma sociedade por ações de economia mista, concessionária do serviço público de energia elétrica e seu acionista controlador é o Governo do Estado do Amapá. Seus principais objetivos são a pesquisa, produção e distribuição de energia elétrica no Estado do Amapá, podendo nos termos da legislação em vigor desenvolver, ainda, os seguintes serviços: Estudos e pesquisas visando à exploração de fontes energéticas alternativas; e projetos, construção e operação de sistemas de produção e de distribuição de energia elétrica ou alternativa. Atualmente a companhia compra energia da Eletrobras Eletronorte para a cidade de Macapá e outros municípios e terceiriza parte da produção de energia através da Soenergy Sistemas Internacionais de Energia Ltda.. A CEA distribui energia elétrica para determinados municípios com sua produção derivada de usinas termelétricas a óleo diesel. Em novembro de 2012, a Eletrobras firmou, juntamente com o Governo do Estado do Amapá, um Protocolo de Intenções visando o saneamento financeiro da CEA. Para mais informações sobre o Protocolo de Intenções, vide item 6.5 deste Formulário de Referência. Companhia Energética de Roraima ( CERR ): A CERR foi constituída no dia 05 de abril de 1969, pelo governador Hélio da Costa Campos. Na época, a empresa tinha o nome de Centrais Elétricas de Roraima e atendia todo o Estado, inclusive a capital Boa Vista. Com a encampação de parte da CERR pelas Eletrobras Eletronorte, em 1989, esta assumiu as atividades desenvolvidas pela CERR no município de Boa Vista, criando assim a Regional de Boa Vista (Bovesa) em 1997, hoje Eletrobras Distribuidora Roraima responsável pela distribuição, comercialização e geração de energia elétrica na capital. À CERR ficou a tarefa de atuar na geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica em todo o interior do Estado de Roraima. A CER fornece energia também para diversas comunidades, indígenas e não indígenas. Em novembro de 2012, a Eletrobras firmou, juntamente com o Governo do Estado do Roraima, um Protocolo de Intenções visando o saneamento financeiro da CERR. Para mais informações sobre o Protocolo de Intenções, vide item 6.5 deste Formulário de Referência. Companhia Celg de Participações ( Celgpar ): A Celgpar é uma sociedade por ações, de capital autorizado. Atualmente, a Celgpar controla diretamente duas sociedades por ações, constituídas sob a forma de subsidiárias integrais, identificadas pela denominação social de Celg Distribuição S.A. - Celg D e Celg Geração e Transmissão S.A. - Celg G&T. Em agosto de 2010, a Eletrobras firmou, juntamente com o Governo do Estado de Goiás, um Protocolo de Intenções visando a gestão compartilhada da Celgpar. Em 24 de abril de 2012, foram assinados acordo de acionistas e acordo de gestão entre a Eletrobras e o Governo do Estado de Goiás. Em 29 de janeiro de 2014, a Eletrobras, a Celgpar e o Governo do Estado de Goiás assinaram um termo de entendimentos. Para mais informações sobre o Protocolo de Intenções, vide item 6.5 deste Formulário de Referência. Sociedades de Propósito Específico Inambari Geração de Energia S.A.: A Sociedade de Propósito Específico (SPE) Inambari Geração de Energia S.A (IGESA) foi constituída em 2008, e tem por objeto social a participação no desenvolvimento, em conjunto, dos estudos de viabilidade técnico-econômica, ambiental e jurídica, implantação e exploração do aproveitamento Hidroelétrico Inambari, localizado no rio de mesmo nome, na fronteira dos Departamentos de Puno, Cuzco e Madre de Dios (Peru). O Sistema Eletrobras possui 49% das ações do capital social (Furnas 19,6% e Eletrobras PÁGINA: 185 de 486

192 8.1 - Descrição do Grupo Econômico 29,4%). A empresa encontra-se em fase pré-operacional. Os estudos de pré-viabilidade foram concluídos e aprovados em 2009, e atualmente a SPE encontra-se em fase de conclusão dos estudos de viabilidade. Centrales Hidrelectricas Centroamérica S.A.: A Sociedade de Propósito Específico (SPE) CHC Centrales Hidroeléctricas de Centroamérica está constituída com participações de 50% Eletrobras e 50% Construtora Queiroz Galvão, de domicílio no Panamá; e possui uma subsidiária integral, a SPE CHN Centrales Hidroeléctricas de Nicaragua, constituída para explorar o Projeto UHE TUMARIN, potência de 253 MW, investimento previsto de US$1 bilhão, localizado no município de La Cruz de Rio Grande, Nicarágua. O projeto básico, Contrato de EPC e a Licença de Geração já foram acordados entre as partes, o PPA encontra-se em fase final de negociação, a estruturação financeira do negócio está em fase de negociação com as instituições financiadoras. A consolidação do Plano de Negócios está prevista para o fim do 1º semestre de O início das obras está previsto até o final do ano de Eólica Mangue Seco 2: Geradora e comercializadora de Energia Elétrica S.A. com sede no Município de Natal, Estado do Rio Grande do Norte, Produtor Independente de Energia Elétrica, constituída de treze unidades aerogeradoras totalizando 26 MW de capacidade instalada e MW médios de garantia física de energia, localizada no Município de Guamaré, Estado do Rio Grande do Norte. O início de operação comercial se deu em 26 de setembro de 2011, quando foram liberadas todas as 13 turbinas da planta, cada uma com 2 MW, totalizando 26 MW de potência. Norte Energia S.A.: Constituída em 26 de agosto de 2010, tendo a Eletrobras uma participação de 49,98% no capital e as demais empresas com uma participação de 50,02%, assinou o Contrato de Concessão de Uso de Bem Público para geração de energia elétrica cujo objetivo é regular a exploração do potencial de energia hidráulica localizado no rio Xingu, denominado Usina Hidrelétrica Belo Monte, com capacidade instalada de MW, bem como das respectivas instalações de transmissão de interesse restrito à usina hidrelétrica, pelo prazo de 35 anos. Rouar S.A.: A Rouar S.A. ( Rouar ) é uma sociedade de propósito específico, com sede em Montevidéu, Uruguai, criada sob a legislação uruguaia, para atuar na área de geração de energia eólica por meio da instalação e desenvolvimento de parques eólicos. Em outubro de 2013, a Eletrobras adquiriu 50% do capital social da Rouar junto à Administración Nacional de Uninas y Trasmisiones Eléctricas UTE, a qual passou a deter os outros 50% do capital. Atualmente já foram iniciadas as obras de construção do Parque Eólico Artilleros, de capacidade instalada de 75,1 MW, localizado no Departamento de Colonia, cujo término está previsto para o final do ano de Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. ( AETE ) - Constituída para a construção, operação e manutenção de 2 linhas de transmissão em 230 KV, Coxipó (MT) - Cuiabá (MT), com extensão de 25 km e Cuiabá (MT) - Rondonópolis (MT) com extensão de 168 km e concessão por 30 anos, tendo entrado em operação comercial em agosto de A Eletrobras Eletronorte participa com 49% do capital social da AETE. Amapari Energia S.A. ( Amapari ) - Constituída em 2007 em parceria entre a MPX Energia S.A. e Eletronorte, tem por objeto estabelecer-se como Produtor Independente de Energia Elétrica (PIE), com capacidade instalada inicial de 23,33 MW. Trata-se de uma PÁGINA: 186 de 486

193 8.1 - Descrição do Grupo Econômico usina termelétrica (UTE) a óleo diesel, no Município de Serra do Navio, no Estado do Amapá. A participação da Eletrobras Eletronorte é de 49% e da MPX Energia é de 51%. Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. A Portaria Nº 963, de , autorizou a empresa Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. a estabelecer-se como Produtor Independente de Energia Elétrica, mediante a implantação, manutenção e exploração da Central Geradora Eólica denominada EOL Rei dos Ventos 1, com potência instalada de 58,45 MW (tendo sido autorizado o aumento da potência de 48,6 MW para 58,45 MW através da Resolução Autorizativa ANEEL nº 4193/2013). Com relação a composição acionária, Eletrobras Furnas detém 24,5% de participação, a Eletrobras Eletronorte detém 24,5% e a J. Malucelli Construtora detém 51,0%. Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A. A Portaria Nº 964, de , autorizou a empresa Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. a estabelecer-se como Produtor Independente de Energia Elétrica, mediante a implantação, manutenção e exploração da Central Geradora Eólica denominada EOL Rei dos Ventos 3, com potência instalada de 68,47 MW (autorizado o aumento da potência de 50,4 MW para68,47 MW através da Resolução Autorizativa ANEEL nº 3509/2012). Sua composição acionária é composta por: Eletrobras Furnas com 24,5%, Eletrobras Eletronorte com 24,5% e J. Malucelli Construtora com 51,0%. Baguari Energia S.A. ( Baguari ) - Constituída com o objetivo de implantar e explorar a UHE Baguari, localizada no rio Doce, no Estado de Minas Gerais, com capacidade de 140 MW. Entrou em operação comercial em 30 de julho de O Consórcio UHE Baguari foi constituído em 2006 pelas empresas Neoenergia (51%), Cemig (34%) e Furnas (15%). Brasnorte Transmissora de Energia S.A. ( Brasnorte ) - Criada em 2007 com o objetivo de explorar a concessão de (i) Linha de Transmissão Juba - Jauru, 230 kv, com 129 Km de extensão; (ii) Linha de Transmissão Maggi - Nova Mutum, 230 kv, com 273 Km de extensão; (iii) Subestação Juba, 230/138 kv; e (iv) Subestação Maggi, 230/138 kv, com concessão por 30 anos. A participação da Eletrobras Eletronorte no capital social da referida Sociedade é de 49,71%, a da Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. (antiga Terna Participações S.A.) é de 38,70%, e da Bimetal Ind. e Com. De Produtos Metalúrgicos Ltda. é de 11,62%. Cia. de Transmissão Centroeste de Minas S.A. ( Centroeste de Minas ) - Criada em 2004 com o objetivo de implantar e explorar, pelo prazo de 30 anos, a linha de transmissão ligando Furnas (MG) - Pimenta (MG), na tensão de 345 kv, com 63 km de extensão. A participação de Eletrobras Furnas na sociedade corresponde a 49% do capital social e a CEMIG detém participação de 51%. Chapecoense Geração S.A. ( Chapecoense ) - Tem por objetivo construir e explorar a UHE Foz do Chapecó, localizada no rio Uruguai, com concessão por 35 anos. A participação acionária de Furnas é de 40,0% do capital social da empresa que gere a Usina, com potência de 855 MW, operada pelo consórcio Chapecoense composto pela CPFL (51%) e CEEE-GT (9%), cabendo a Furnas o desempenho das atividades de engenharia do proprietário, na forma de serviço. A entrada em operação da primeira máquina se deu em agosto de Caldas Novas Transmissão S.A. O contrato de concessão nº 003/2011 foi assinado em 16 de junho de 2011, tendo como objeto a concessão do serviço público de transmissão, pelo prazo de 30 anos, para construção, operação e manutenção das instalações de transmissão localizadas no Estado de Goiás, compostas da Subestação Corumbá em 345/138 kv 150 MVA; Entradas de Linha, Interligação de Barras, barramentos, instalações vinculadas e demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio. A composição acionária é distribuída da seguinte maneira: Eletrobras Furnas, com PÁGINA: 187 de 486

194 8.1 - Descrição do Grupo Econômico 49,9%, Desenvix Energias Renováveis S.A., com 25,5%, Santa Rita Com. e Instalações Ltda., com 12,525% e Cel Engenharia Ltda., com 12,525%. Consórcio Cruzeiro do Sul Com o contrato de concessão nº 001/2007 a SPE é responsável pela construção, montagem, operação e a manutenção das instalações de geração da UHE Mauá, com 361 MW de potência instalada, no Rio Tibagi, Estado do Paraná. Sua participação acionária é composta pela Companhia Paranaense de Energia COPEL e Eletrobras Eletrosul. Cia. Hidrelétrica Teles Pires S.A. Este empreendimento está localizado nos Municípios de Paranaíta, Estado do Mato Grosso e Jacareacanga, Estado do Pará, e inclui linha de Transmissão de Interesse Restrito em 500 kv e com conexão prevista na SE Coletora Norte. A Usina Hidrelétrica Teles Pires será construída no Rio Teles Pires, afluente do rio Tapajós, na fronteira dos estados do Pará e Mato Grosso, nos municípios de Jacareacanga (PA) e Paranaíta (MT). A UHE Teles Pires terá potência instalada de megawatts. O consócio foi firmado entre Eletrobras Furnas (24,5%), Eletrobras Eletrosul (24,5%) e os sócios privados Neoenergia S.A. (50,1%) e Odebrecht Participações (0,9%) e Investimentos S.A.. O contrato de concessão Nº 02/2011 tem prazo de 35 (trinta e cinco) anos, contados a partir de sua assinatura, com renovação de mais 20 anos a partir do término do prazo de concessão. Empresa Transmissora do Alto Uruguai S.A. ( ETAU ) Constituída para a construção, operação e manutenção de 187 Km de linha de transmissão de 230 kv, com o trajeto Campos Novos (SC) - Barra Grande (SC) - Lagoa Vermelha (RS) - Santa Marta (RS), com concessão por 30 anos. A Eletrosul possui 27,4% das ações do capital social da ETAU, ficando as empresas Transmissora de Energia Elétrica S.A. TAESA (antiga Terna Participações S.A.) com 52,6%, DME Energética Ltda. com 10,0% e Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE com 10,0%. A linha de transmissão entrou em operação em Energética Águas da Pedra S.A. ( Águas de Pedra ) - Tem origem no Consórcio Aripuanã, relativo à contratação de energia proveniente de novos empreendimentos, com posterior outorga de concessão dentro do Ambiente de Contratação Regulada, para implantação da UHE Dardanelos. O Sistema Eletrobras participa com 49% (Eletrobras Chesf 24,5% e Eletrobras Eletronorte 24,5%) juntamente com a Neoenergia S.A., que detém 51,0%. A Usina será implantada no Rio Aripuanã, situado no norte do Estado do Mato Grosso, com potência de 261 MW, e energia assegurada total de 154,9 MW médios. As primeiras máquinas entraram em operação em outubro de 2011, com prazo de concessão de 35 anos. Energia Sustentável do Brasil S.A. ( ESBR ) - Tem por objetivo a exploração da concessão e a comercialização da energia proveniente da Usina Hidrelétrica Jirau, no Rio Madeira, em Rondônia, com potência instalada de MW, e entrada em operação prevista para O Sistema Eletrobras possui participação de 40% do capital da empresa (Eletrobras Chesf e Eletrobras Eletrosul, com 20% cada) juntamente com GDF Suez Energy Latin America Ltda. (50,1%). O prazo de concessão do empreendimento é de 35 anos, a contar do início das operações. Enerpeixe S.A. ( Enerpeixe ) - Tem como objetivo a construção e operação da UHE Peixe Angical, localizada no rio Tocantins, cuja capacidade de geração é de 452 MW, sendo a participação de Furnas de 40% do capital social da referida sociedade e EDP Energias do Brasil S.A. com participação de 60%, tendo o início de operação ocorrido em maio de Estação Transmissora de Energia S.A. ( ETE ) - Em 26 de Fevereiro de 2009, a Estação Transmissora de Energia S.A assinou com a União, por intermédio da ANEEL, o Contrato de Concessão Nº 012/2009, que regula a concessão para o serviço público de transmissão de energia elétrica pelo prazo de 30 anos, com o objetivo de implantação, operação e manutenção das Instalações de Transmissão - IT, compostas pela estação PÁGINA: 188 de 486

195 8.1 - Descrição do Grupo Econômico retificadora de corrente alternada em 500 Kilovolts kv para corrente continua em ± 600 kv, com capacidade para MW, localizada na subestação Coletora de Porto Velho, no Estado de Rondônia e pela estação inversora de corrente contínua em ±600 kv para corrente alternada de 500 kv, com capacidade para MW, localizada na subestação Araraquara 2, no Estado de São Paulo. A composição do capital era a seguinte: Eletrobras Eletrosul com 24,5%, Eletrobras Eletronorte com 24,5%, Andrade Gutierrez Participações com 24,5% e Abengoa Concessões Brasil Holding S/A com 24,5%. A partir de 2010, a Eletrobras Eletronorte passou a deter 100% das ações da Companhia. Goiás Transmissão S.A. O contrato de concessão nº 002/2010 foi assinado em 12 de junho de 2010, tendo como objeto a concessão do serviço público de transmissão, pelo prazo de 30 anos, para construção, operação e manutenção das instalações de transmissão localizadas no Estado de Goiás, compostas pela Linha de Transmissão em 500kV, em circuito duplo, com extensão aproximada de 193 km, origem na Subestação Rio Verde e término na Subestação Trindade; Linha de Transmissão em 230 kv, circuito duplo, com extensão aproximada de 37 km, origem na Subestação Trindade e término na Subestação Xavantes; Linha de Transmissão em 230 kv, circuito simples, com extensão aproximada de 29 km, origem na Subestação Trindade e término na Subestação Carajás; Subestação Trindade em 500/230 kv 1200 MVA; Entradas de Linha, Interligação de Barras, reatores de linha, barramentos, instalações vinculadas e demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio. A SPE contém a seguinte composição acionária: Eletrobras Furnas com 49%, Desenvix com 20% e J.Malucelli com 31%. Interligação Elétrica do Madeira S.A. ( IE Madeira ) - Criada com o objetivo de construção, implantação, operação e manutenção das instalações de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema Interligado Nacional, LT Coletora Porto Velho - Araraquara, trecho 01, em CC, 600 KV, com Km de extensão, Estação Retificadora número 02 CA/CC, 500 KV/+ 600 KV MW e Estação Inversora número 02 CC/CA, 600 KV/5020KV MW, com prazo de concessão por 30 anos. O Sistema Eletrobras possui 49% das ações do capital social (Eletrobras Furnas 24,5% e Eletrobras Chesf 24,5%) e a CTEEP possui 51%. Integração Transmissora de Energia S.A. ( Intesa ) - Integração Transmissora de Energia - Constituída para a construção, implantação, operação e manutenção de linha de Transmissão de Energia Elétrica em 500kV, no trecho Colinas - Serra da Mesa 2, 3º circuito, com 695 Km de extensão e com prazo de concessão de 30 anos. O capital da Intesa distribui-se em: o Sistema Eletrobras com 49% (Eletrobras Chesf 12% e Eletrobras Eletronorte 37%) e Fundo de Investimentos em Participações Brasil Energia - FIP, com 51%. O início da operação comercial da Intesa se deu em Linha Verde Transmissora de Energia S.A. Refere-se à Linha de Transmissão com 987 Km - LT 230 kv - Porto Velho - Jauru, circuito simples, bem como as demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio. Contrato de Concessão n 021/ ANEEL assinado em 19 de novembro de 2009, com validade de 30 anos contados a partir da assinatura. A composição do capital social é: Eletrobras Eletronorte com 49% e Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. com 51%. Para informações sobre a reestruturação societária da Linha Verde Transmissora de Enegria S.A., vide item 3.3 deste Formulário de Referência. Manaus Construtora Ltda. ( Manaus Construtora ) - Criada em 06 de abril de 2009, da qual o Sistema Eletrobras detém 49,5% (Eletrobras Chesf 19,5% e Eletrobras Eletronorte 30,0%) em conjunto com a Abengoa Holding, que detém 50,5%. Esta empresa tem objetivo a construção, montagem e fornecimento de materiais, mão de obra e equipamentos para a linha de transmissão de 500 kv Oriximiná/Cariri CD, a subestação Itacoatiara de 500/138 kv e a subestação Cariri de 500/230 kv, entradas de linha e instalações vinculadas, bem como, as demais instalações necessárias às funções PÁGINA: 189 de 486

196 8.1 - Descrição do Grupo Econômico de medição, supervisão, proteção, comando, controle e telecomunicação, a ser integrada à Rede Básica do Sistema Interligado Nacional. Manaus Transmissora de Energia S.A. ( Manaus Transmissora ) - Criada em 2008 pelo Consórcio Amazônia, com participação de 30% da Eletrobras Eletronorte, Abengoa Concessões Brasil Holding S/A com 50,5% e a Eletrobras Chesf com 19,5%, com a finalidade de construção, operação e manutenção das instalações das (i) Linhas de Transmissão Oriximiná (PA) /Itacoatiara (AM), circuito duplo, 500KV, com extensão de 374km, (ii) LT Itacoatiara (AM) / Cariri (AM), circuito duplo 500KV, com extensão de 212 Km e (iii) Subestação Itacoatiara em 500/230 KV, 1.800MVA, com concessão por 30 anos. Madeira Energia S.A ( MESA ) - Constituída em 2007 com o objetivo de construir e operar o projeto de construção da UHE Santo Antônio, no Rio Madeira, em Rondônia, com capacidade instalada de 3150 MW, com concessão por 35 anos. O capital social do Consórcio MESA tem participação de Furnas (39%), Odebrecht Energia (18,6%), Andrade Gutierrez Participações (12,4%), CEMIG (10%) e Fundo de Investimentos e Participações da Amazônia (20%). MGE Transmissão S.A. O Contrato de Concessão nº 008/2010 foi assinado em 12 de julho de 2010, tendo como objeto a concessão do serviço público de transmissão, pelo prazo de 30 anos, para construção, montagem, operação e manutenção das instalações de transmissão localizadas nos Estados de Minas Gerais e do Espírito Santos, compostas pela Linha de Transmissão Mesquita Viana 2 Circuito simples em 500kV, com extensão aproximada de 248 km, origem na Subestação Mesquita e término na Subestação Viana 2, localizada nos estados de Minas Gerais e Espírito Santo; Linha de Transmissão em 345 kv, circuito duplo, com extensão aproximada de 10km, origem na Subestação Viana 2 e término na Subestação Viana, localizada no Estado do Espírito Santo; Subestação Viana 2, em 500/345 kv 900 MVA, localizada no estado do Espírito Santo, entradas de linha, interligação de barras, autotransformador, reatores de linha, barramentos, instalações vinculadas e demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio. A SPE tem como composição as empresas: Eletrobras Furnas com 49%, Desenvix com 20% e J.Malucelli com 31%. Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. ( Norte Brasil Transmissora ) - Tem por objeto a construção da LT ± 600 kv CC Coletora Porto Velho - Araraquara II - C2, nos Estados do Mato Grosso, Rondônia, Mato Grosso do Sul e São Paulo. A sociedade encontra-se em operação. No que tange à sua estrutura societária, a Eletronorte é detentora de 24,50% em participações, a Eletrosul de 24,50% e Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. de 51,00%. Pedra Branca S.A. Empreendimento eólico localizado no Município de Sento Sé, estado da Bahia, possui potência instalada de 30 MW, constituída por 16 aerogeradores que se interligarão a uma subestação elevadora 34,5 / 230 kv 93 MVA e uma linha de transmissão de 230 kv com extensão de 57 km, que se conectará ao Sistema Interligado Nacional (SIN) na subestação Chesf de Sobradinho/BA. A composição do capital da Pedra Branca S.A. tem a Eletrobras Chesf com 49%, Brennand Energia S.A. e com 51%. Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. A Portaria Nº 964, de 09 de dezembro de 2010, autorizou a empresa Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. a estabelecerse como Produtor Independente de Energia Elétrica, mediante a implantação, manutenção e exploração da Central Geradora Eólica denominada EOL Rei dos Ventos 3, constituída de vinte e sete unidades aerogeradoras totalizando kw de capacidade instalada e kw médios de garantia física de energia e sistema de transmissão de interesse restrito, constituído de uma subestação elevadora de 34,5/230 kv, junto à usina, e uma linha de transmissão em 230 kv, com cerca de 100 km de extensão, em circuito simples, interligando a subestação elevadora ao barramento de 230 kv da PÁGINA: 190 de 486

197 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Subestação Açu II, no Município de Galinhos, Estado do Rio Grande do Norte. Após homologação do resultado do Leilão de Energia de Reserva 003/2009 da ANEEL, ocorrido no dia 27 de novembro de 2009, a Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. foi constituída, em 04 de março de 10 com sede em Natal/RN, Sociedade de Propósito Específico na qual Furnas detém 24,5% de participação, a Eletrobras Eletronorte detém 24,5% e a J. Malucelli Construtora detém 51,0%. A J. Malucelli Construtora adquiriu a totalidade das ações emitidas pela SPE e detidas pela BIOENERGY e Eolo Energy participantes da estrutura acionária original. Retiro Baixo Energética S.A. ( Retiro Baixo ) - criada com o objetivo de implantar e gerir a UHE Retiro Baixo, com potência instalada de 82 MW, localizada no Rio Paraopeba, nos municípios mineiros de Curvelo e Pompeu, com concessão por 35 anos. A composição do capital social da Retiro baixo inclui Eletrobras Furnas, com 49,0%, Orteng, com 25,5% e Acardis Logos, com 25,5%. As obras tiveram início em março de 2007, com entrada em operação comercial da primeira máquina em São Pedro do Lago S.A. Empreendimento eólico localizado no Município de Sento Sé, estado da Bahia, possui potência instalada de 30 MW, constituída por 16 aerogeradores que se interligarão a uma subestação elevadora 34,5 / 230 kv 93 MVA e uma linha de transmissão de 230 kv com extensão de 57 km, que se conectará ao Sistema Interligado Nacional (SIN) na subestação Eletrobras Chesf de Sobradinho/BA. A composição do capital inclui a Eletrobras Chesf, com 49,0%, Brennand Energia S.A., com 51%. Serra do Facão Energia S.A. ( Serra do Facão ) - Constituída com a finalidade de construção e operação da UHE Serra do Facão, com potência instalada de 212,58 MW, localizada no rio São Marcos, no Estado de Goiás, com concessão por 35 anos. A composição do capital social inclui Eletrobras Furnas (com 49,47% de participação), Alcoa Alumínio S.A. (com 34,97% de participação, DME Energética S.A. (com 10,09% de participação) e Camargo Corrêa Energia S.A. (com 5,46% de participação). A operação comercial da primeira unidade geradora foi iniciada em julho de Sete Gameleiras S.A. Empreendimento eólico localizado no Município de Sento Sé, estado da Bahia, possui potência instalada de 30 MW, constituída por 16 aerogeradores que se interligarão a uma subestação elevadora 34,5 / 230 kv 93 MVA e uma linha de transmissão de 230 kv com extensão de 57 km, que se conectará ao Sistema Interligado Nacional (SIN) na subestação Eletrobras Chesf de Sobradinho/BA. A composição do capital inclui a Eletrobras Chesf, com 49,0% e Brennand Energia S.A., com 51,9%. Sistema de Transmissão Nordeste S.A. ( STN ) - Criada pela Eletrobras Chesf e pela Cia. Técnica de Engenharia Elétrica - Alusa, para exploração da concessão de linha de transmissão de 546 km, em 500 kv, no trecho Teresina (PI) - Sobral e Fortaleza (CE), mediante Contrato de Concessão nº 005/2004, celebrado em 18 de fevereiro de 2004, com prazo de 30 anos. O capital da STN é distribuído na seguinte proporção: Alusa, com 51% e Eletrobras Chesf, com 49%. O empreendimento foi concluído em dezembro de 2005 e a operação comercial iniciada em janeiro de Transenergia Renovável S.A. ( TER ) - Criada com o objetivo de construção, implantação, operação e manutenção de linha de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema Elétrico Interligado Nacional Lote C, do Leilão 008/2008-ANEEL, com 635 Km de extensão, pelo prazo de 30 anos. A participação de Eletrobras Furnas na sociedade corresponde a 49,0% do capital social e a J. Malucelli possui 51%. %. A entrada em operação de sua última etapa ocorreu em maio de Cia. Transirapé S.A. ( Transirapé ) - Criada em 2004 com o objetivo de construção, operação e manutenção das instalações da linha de transmissão de energia elétrica Irapé (MG) - Araçuaí (MG), na tensão de 230 kv, com 65 km de extensão. (MG), na tensão de 230 kv, com 65 km de extensão. O capital social é formado por 24,5% correspondente a PÁGINA: 191 de 486

198 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Eletrobras Furnas, 41% à Alusa, 24,5% à CEMIG e 10% à EATE. A linha de transmissão entrou em operação em maio de Cia. Transleste S.A. ( Transleste ) - Criada em 2003 com o objetivo de implantar e explorar, pelo prazo de 30 anos, a linha de transmissão ligando Montes Claros (MG) - Irapé (MG), na tensão de 345 kv, com 138 km de extensão. O capital social é atualmente formado por 24% correspondente à controlada Eletrobras Furnas, 41% à Alusa, 25% à CEMIG e 10% à EATE. A linha de transmissão entrou em operação em Cia. Transudeste S.A. ( Transudeste ) - Criada em 2004 com o objetivo de implantar e explorar, pelo prazo de 30 anos, a linha de transmissão ligando Itutinga (MG) - Juiz de Fora (MG), na tensão de 345 kv, com 140 km de extensão. O capital social é formado por 25% correspondente à Eletrobras Furnas, 41% à Alusa, 24% à CEMIG e 10% à EATE. A linha de transmissão entrou em operação em Transenergia Goiás S.A. O contrato de concessão nº 028/2009 ANEEL firmado 19 de novembro de 2009, pelo prazo de 30 anos, tem como objeto o Lote K do Leilão 001/2009: LT Serra da Mesa Niquelândia, circuito 2, com extensão aproximada de 100 km e LT Niquelândia Barro Alto, circuito 2, com extensão aproximada de 88 km, ambas em 230 kv, localizadas no estado de Goiás. Sua composição acionária é formada por Eletrobras Furnas, que detém 49% e a J.Malucelli, que detém 51% de participação. Transenergia São Paulo S.A. A sociedade é responsável pela construção, operação e manutenção das instalações de transmissão compostas pela Subestação Itatiba, em 500/138kV 8000MVA e equipamentos associados, por dois trechos de linha de transmissão em 500 kv com extensão de 0,5Km compreendidos entre o ponto de seccionamento da linha de transmissão em 500 kv Campinas Ibiúna e a subestação de Itatiba, bem como das respectivas entradas de linha nas subestações associadas, caracterizadas no Anexo 6G do Edital do Leilão nº 001/2009 ANEEL. O contrato de concessão nº 024/2009 tem prazo de 30 (trinta) anos, contados a partir de 20 de maio de 2009, data da celebração do contrato de concessão. Inicialmente o consócio foi firmado entre Eletrobras Furnas com 49,0% do capital soccial e os sócios privados, Delta e J. Malucelli, cada um com 25,5%, perfazendo um total de 51,0%, sendo que a SPE Transenergia São Paulo foi constituída em 30 de junho de Em janeiro de 2010, com a anuência e concordância de Eletrobras Furnas, a empresa J. Malucelli Energia comprou a participação da Delta, passando a deter assim 51,0% do empreendimento, transferência esta anuída pela ANEEL por meio da Resolução Autorizativa nº 2.482, de 27 de julho de Transmissora Delmiro Gouveia S.A. ( TDG ) É constituída pela LT São Luís II - São Luís III C2, em 230 kv; SE Pecém II, 500/230 kv; SE Aquiraz II, 230/69 kv é responsável pelas instalações de transmissão compostas pela linha de transmissão em 230 kv, segundo circuito, circuito simples, com extensão aproximada de 36 km, origem na Subestação São Luís II e término na Subestação São Luís III, ambas localizadas no Estado do Maranhão; pela Subestação Pecém II, 500/230 kv MVA, e Subestação Aquiraz II, 230/69 kv 450 MVA, ambas localizadas no Estado do Ceará; Entradas de linha, interligação de barras, reatores, barramentos, instalações vinculadas e demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle, telecomunicação, administração e apoio. A estrutura societária do empreendimento é composta por Eletrobras Chesf, com 49,0% e a ATP Engenharia Ltda., com 51,0%. O prazo de concessão é de 30 anos contados a partir de janeiro de Transmissora Matogrossense de Energia S.A. Concessão para exploração do serviço público de transmissão de energia elétrica, relativa à Linha de Transmissão Jauru - Cuiabá, em 500 kv, e Subestação Jauru, em 500 kv, no Estado de Mato Grosso. O contrato de concessão nº 023/2009 ANEEL foi firmado 19 de novembro de 2009, pelo prazo de 30 anos. A estrutura societária do empreendimento é composta por Eletrobras PÁGINA: 192 de 486

199 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Eletronorte, com 49%, Alupar Investimentos S.A., com 46% e Mavi Engenharia e Construções Ltda., com 5%. Uirapuru Transmissora de Energia S.A. ( Uirapuru Transmissora ) - Constituída em 2004, para a construção, operação e manutenção de 120 Km de linha de transmissão 525 kv, Ivaiporã (PR) - Londrina (PR), com concessão por 30 anos. A estrutura societária é composta por Eletrobras Eletrosul, com 75,0% e a Fundação Eletrosul de Prev. e Ass. Social ELOS, com 25,0%. A linha de transmissão entrou em operação em julho de O Contrato de Concessão n 002/ ANEEL foi assinado em 04 de março de 2005, com validade de 30 anos contados a partir de sua assinatura. Amapari Energia Tem por objeto a exploração da UTE Serra do Navio, com capacidade de produção de 23,33 MW. A sociedade encontra-se em operação. No que tange à sua estrutura societária, a Eletronorte é detentora de 49,0% em participações e a MPX Energia de 51,0%. Santo Antônio Energia Tem por objeto a exploração da UHE Santo Antônio. A sociedade encontra-se em operação. No que tange à sua estrutura societária, Furnas é detentora de 39,0% em participações, a Odebrecht Investimentos de 17,6%, a Andrade Gutierrez Participações de 12,4%, a Cemig de 10%, os Fundos de Investimentos e Participações da Amazônia de 20%, e a Construtora Norberto Odebrecht de 1,0%. Eólica Junco I Tem por objeto a compra de energia proveniente de novos empreendimentos de geração eólica, em específico a usina Junco I, com capacidade de produção de 30 MW, a ser construída no município de Jijoca de Jericoacara, no Estado do Ceará. No que tange à sua estrutura societária, a Chesf é detentora de 49,0% em participações e a Votalia de 51,0%. Eólica Junco II Tem por objeto a compra de energia proveniente de novos empreendimentos de geração eólica, em específico a usina Junco II, com capacidade de produção de 30 MW, a ser construída no município de Jijoca de Jericoacara, no Estado do Ceará. No que tange à sua estrutura societária, a Chesf é detentora de 49,0% em participações e a Votalia de 51,0%. Eólica Caiçara I Tem por objeto a compra de energia proveniente de novos empreendimentos de geração eólica, em específico a usina Caiçara I, com capacidade de produção de 30 MW, a ser construída no município de Cruz, no Estado do Ceará. No que tange à sua estrutura societária, a Chesf é detentora de 49,0% em participações e a Votalia de 51,0%. Eólica Caiçara II Tem por objeto a compra de energia proveniente de novos empreendimentos de geração eólica, em específico a usina Caiçara II, com capacidade de produção de 21 MW, a ser construída no município de Cruz, no Estado do Ceará. No que tange à sua estrutura societária, a Chesf é detentora de 49,0% em participações e a Votalia de 51,0%. Extremoz Transmissora do Nordeste ( ETN S.A. ) Tem por objeto a construção, montagem, operação e manutenção de instalações de transmissão de energia elétrica da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, especificamente as seguintes unidades: (i) LT Ceará Mirim João Câmara II, CS, em 500 kv, com 64 km; (ii) LT Ceará Mirim Campina Grande III, CS, em 500 kv, com 201 km; (iii) LT Ceará Mirim Extremoz II, CS, em 230 kv, com 26 km; LT Campina Grande III Campina Grande II, CS, em 230 kv, com 8,5 km; LT Secc. C. Grande II / Extremoz II, C1 e C2, CS, em 230 kv, com 12,5 km; SE João Câmara II, 500kV; SE Campina Grande III, 500/230 kv, nos Estados da Paraíba e do Rio Grande do Norte; e SE Ceará Mirim, 500/230 kv. A sociedade encontra-se em fase pré-operacional. No que tange à sua estrutura societária, a Chesf é detentora de PÁGINA: 193 de 486

200 8.1 - Descrição do Grupo Econômico 49,0% em participações e a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista ( CETEP ) de 51,0%. Interligação Elétrica Garanhuns S.A. Tem por objeto a construção, montagem, operação e manutenção de instalações de transmissão de energia elétrica da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, especificamente as seguintes unidades: (i) LT Gonzaga Garanhuns, em 500 kv, com 224 km; (ii) LT Garanhuns Campina Grande III, em 500 kv, com 190 km; (iii) LT Garanhuns Pau Ferro II, em 500/230 kv; e SE Pau Ferro, 500/230 kv nos Estados de Pernambuco e da Paraíba. A sociedade encontra-se em fase pré-operacional. No que tange à sua estrutura societária, a Chesf é detentora de 49,0% em participações e a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista ( CTEEP ) de 51,0%. Chuí Tem por objeto a geração eólica. A sociedade encontra-se em fase préoperacional. No que tange à sua estrutura societária, a Eletrosul é detentora de 49,0% em participações e a Rio Bravo Investimentos de 51,0%. Livramento Tem por objeto a geração eólica. A sociedade encontra-se em fase préoperacional. No que tange à sua estrutura societária, a Eletrosul é detentora de 49,0% em participações, a Rio Bravo Investimentos de 41,0% e a Fundação Elos de 10%. Santa Vitória do Palmar Tem por objeto a geração eólica. A sociedade encontra-se em fase pré-operacional. No que tange à sua estrutura societária, a Eletrosul é detentora de 49,0% em participações e a Rio Bravo Investimentos de 51,0%. Transmissora Sul Brasileira de Energia S.A. Tem por objeto a construção das LT 230 kv Nova Santa Rita Camaquã 3; LT 230 kv Camaquã 3 Quinta; LT 525 kv Salto Santiago Itá; LT 525 kv Itá Nova Santa Rita e SE Camaquã 3, nos Estados do Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul.. A sociedade encontra-se em fase pré-operacional. No que tange à sua estrutura societária, a Eletrosul é detentora de 80,0% em participações e a Copel de 20,0%. Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. Tem por objeto a construção das LT 525 kv Nova Santa Rita Povo Novo; LT 525 kv Povo Nova Marmeleiro; LT 525 kv Marmeleiro Santa Vitória do Palmar; SE Povo Novo, SE Marmeleiro, SE Santa Vitória do Palmar, ampliação da SE Nova Santa Rita e Seccionamento da LT 230 kv Camaquã 3, no Estado do Rio Grande do Sul A sociedade encontra-se em fase pré-operacional. No que tange à sua estrutura societária, a Eletrosul é detentora de 51,0% em participações e a CEEE de 49,0%. Marumbi Transmissora de Energia S.A. Tem por objeto a construção da LT 525 kv Curitiba Curitiba Leste, da SE Curitiba Leste e ampliação da SE Curitiba no Estado do Paraná. A sociedade encontra-se em fase pré-operacional. No que tange à sua estrutura societária, a Eletrosul é detentora de 20,0% em participações e a Copel de 80,0%. Costa Oeste Transmissora de Energia Tem por objeto a construção da LT 230 kv Casacavel Oeste Umuarama, da SE Umuarama no Estado do Paraná. A sociedade encontra-se em fase pré-operacional. No que tange à sua estrutura societária, a Eletrosul é detentora de 49,0% em participações e a Copel de 51,0%. Teles Pires Participações Tem por objeto a geração hidráulica especialmente na UHE Teles Pires. A sociedade encontra-se em fase pré-operacional. No que tange à sua estrutura societária, a Eletrobras Eletrosul é detentora de 24,70% em participações, a Neoenergia de 50,60% e Eletrobras Furnas de 24,70%. Construtora Integração Tem por objeto a construção do empreendimento da Norte Brasil Transmissora de Energia S.A.. A sociedade encontra-se em operação. No que tange à sua estrutura societária, a Eletrobras Eletronorte é detentora de 24,50% em PÁGINA: 194 de 486

201 8.1 - Descrição do Grupo Econômico participações, a Eletrobras Eletrosul de 24,50% e Abengoa Concessões Brasil Holding S.A. de 51,00%. Transnorte Energia S.A. Tem por objeto a construção da LT 500 kv Eng. Lechuga Equador Boa Vista e das Subestações Equador e Boa Vista, nos estados de Roraima e Amazonas. A sociedade encontra-se em fase pré-operacional. No que tange à sua estrutura societária, a Eletronorte é detentora de 49,0% em participações e a Alupar Investimento S.A. de 51,0%. Luziânia Niquelândia Transmissora S.A. Tem por objeto instalações de transmissão compostas pela Subestação Niquelândia no Estado de Goiás, com transformação 230/69 kv- (3+1) x 10 MVA, e pela Subestação Luziânia no Distrito Federal, com transformação 500/138 kv (3+1) x 75 MVA. A sociedade encontra-se em fase pré-operacional. No que tange à sua estrutura societária, Furnas é detentora de 49,0% em participações e o State Grid Corporation of China de 51,0%. Complexo Eólico Energia dos Ventos Tem por objeto a concessão para implantação e exploração de dez Centrais Geradoras Eólicas e respectivas instalações de transmissão, perfazendo o montante de 204,4 MW instalados nos municípios de Fortim e Aracatí, ambos no Estado do Ceará. No que tange à sua estrutura societária, Eletrobras Furnas é detentora de 49,0% em participações, a Alupar de 50,99% e as empresas dententoras do direito dos estudos de 0,01%. Triângulo Mineiro Transmissora S.A. Tem por objeto a construção, montagem, operação e manutenção da LT Marimbondo II Assis, nos Estados de São Paulo e Minas Gerais. O empreendimento encontra-se em fase pré-operacional (licenciamento ambiental e suprimentos). No que tange à sua estrutura societária, Furnas é detentora de 49,0% em participações e o FIP Caixa Milão de 51,0%. PARANAÍBA TRANSMISSORA DE ENERGIA Tem por objeto a construção, montagem, operação e manutenção das LTs Barreiras II Rio das Éguas Luziânia Pirapora, Distrito Federal e nos estados de Goiáis, Bahia e Minas Gerais O empreendimento encontra-se em fase pré-operacional (licenciamento ambiental). No que tange à sua estrutura societária, Eletrobras Furnas é detentora de 24,50% em participações, COPEL de 24,50% e a State Grid Brazil Holding S.A. de 51,0%. Central Eólica Famosa I Tem por objeto a exploração do Parque Eólico Famosa I, com 22,5 MW de potência instalada, localizado no município de Tibau, no Estado do Rio Grande do Norte. No que tange à sua estrutura societária, Eletrobras Furnas é detentora de 49,00% em participações e a PF Participações Ltda. de 51,0%. Central Eólica Pau Brasil Tem por objeto a exploração do Parque Pau Brasil, com 15 MW de potência instalada, localizado no município de Icapuí, no Estado do Ceará. No que tange à sua estrutura societária, Eletrobras Furnas é detentora de 49,0% em participações e a PF Participações Ltda. de 51,0%. Central Eólica Rosada Tem por objeto a exploração do Parque Eólico Rosada, com 30 MW de potência instalada, localizado no município de Tibau, no Estado do Rio Grande do Norte. No que tange à sua estrutura societária, Eletrobras Furnas é detentora de 49,0% em participações e a PF Participações Ltda. de 51,0%. Central Eólica São Paulo Tem por objeto a exploração do Parque Eólico Rosada, com 17,5 MW de potência instalada, localizado no município de Icapuí, no Estado do Ceará. No que tange à sua estrutura societária, Eletrobras Furnas é detentora de 49,0 % em participações e a PF Participações Ltda. de 51,0%. Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A. Tem por objeto a construção, montagem, operação e manutenção das LTs Luziânia Brasília Leste; PÁGINA: 195 de 486

202 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Samambaia Brasília Sul Brasília Geral, Distrito Federal e no estado de Goiás. O empreendimento encontra-se em fase pré-operacional (execução de projeto básico).no que tange à sua estrutura societária, Eletrobras Furnas é detentora de 39,0% em participações, o FIP Caixa Milão de 51% e a CELG Geração e Transmissão S.A. de 10,0%. Punaú I Tem por objeto a exploração de sete Parques Eólicos perfazendo o montante de 132MW, no Estado do Rio Grande do Norte. No que tange à sua estrutura societária, Eletrobras Furnas é detentora de 49,0% em participações e o FIP Caixa Milão de 51%. Carnaúba I Tem por objeto a exploração de projeto de geração eólica no Estado do Rio Grande do Norte. No que tange à sua estrutura societária, Furnas é detentora de 49,0% em participações e o FIP Caixa Milão de 51%. Carnaúba II Tem por objeto a exploração de projeto de geração eólica no Estado do Rio Grande do Norte. No que tange à sua estrutura societária, Furnas é detentora de 49,0% em participações e o FIP Caixa Milão de 51%. Carnaúba III Tem por objeto a exploração de projeto de geração eólica no Estado do Rio Grande do Norte. No que tange à sua estrutura societária, Furnas é detentora de 49,0% em participações e o FIP Caixa Milão de 51%. Carnaúba V Tem por objeto a exploração de projeto de geração eólica no Estado do Rio Grande do Norte. No que tange à sua estrutura societária, Furnas é detentora de 49,0% em participações e o FIP Caixa Milão de 51%. Cervantes I Tem por objeto a exploração de projeto de geração eólica no Estado do Rio Grande do Norte. No que tange à sua estrutura societária, Furnas é detentora de 49,0% em participações e o FIP Caixa Milão de 51%. Cervantes II Tem por objeto a exploração de projeto de geração eólica no Estado do Rio Grande do Norte. No que tange à sua estrutura societária, Furnas é detentora de 49,0% em participações e o FIP Caixa Milão de 51%. Bom Jesus Tem por objeto a exploração de projeto de geração eólica no Estado do Ceará. No que tange à sua estrutura societária, Furnas é detentora de 49,0% em participações e o FIP Caixa Milão de 51%. Cachoeira Tem por objeto a exploração de projeto de geração eólica no Estado do Ceará. No que tange à sua estrutura societária, Furnas é detentora de 49,0% em participações e o FIP Caixa Milão de 51%. Pitimbu Tem por objeto a exploração de projeto de geração eólica no Estado do Ceará. No que tange à sua estrutura societária, Furnas é detentora de 49,0% em participações e o FIP Caixa Milão de 51%. São Caetano I Tem por objeto a exploração de projeto de geração eólica no Estado do Ceará. No que tange à sua estrutura societária, Furnas é detentora de 49,0% em participações e o FIP Caixa Milão de 51%. São Caetano Tem por objeto a exploração de projeto de geração eólica no Estado do Ceará. No que tange à sua estrutura societária, Furnas é detentora de 49,0% em participações e o FIP Caixa Milão de 51%. São Galvão Tem por objeto a exploração de projeto de geração eólica no Estado do Ceará. No que tange à sua estrutura societária, Furnas é detentora de 49,0% em participações e o FIP Caixa Milão de 51%. PÁGINA: 196 de 486

203 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Companhia Energética Sinop S.A. Tem por objeto a construção, implantação, operação, manutenção e exploração comercial especialmente da UHE SINOP. A sociedade encontra-se em fase pré-operacional, com previsão para começar a operar em No que tange à sua estrutura societária, a Eletrobras Eletronorte é detentora de 24,50% em participações e as demais sócias, de 75,50%. Outras Sociedades Controladas Eletrobras Participações S.A. ( Eletropar ) - controlada pela Eletrobras, está vinculada ao Ministério de Minas e Energia e tem por objeto social principal a participação no capital social de sociedades que atuam no setor elétrico. Em 31 de dezembro de 2013, a Eletropar detinha participações de (i) 0,65% na Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista S.A. - CTEEP; (ii) 1,25% na Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. ELETROPAULO, (iii) 1,42% na Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. - EMAE, (iv) 0,31% na EDP Energias do Brasil S.A. ENERGIAS DO BRASIL, e (v) 0,18% na CPFL Energia S.A. CPFL Energia. COLIGADAS Empresas de Geração, Transmissão e Distribuição AES Tietê S.A. ( AES Tietê ) - Uma empresa geradora de energia elétrica, AES Tietê possui um parque de usinas composto, em 31 de dezembro de 2013, por hidrelétricas nos Estados de São Paulo e Minas Gerais. As usinas estão localizadas nas regiões Central, Nordeste e Noroeste do Estado de São Paulo, onde estão os rios Tietê, Grande, Pardo e Mogi Guaçu. A AES Tietê é uma sociedade por ações de capital aberto e suas controladas estão autorizadas a operar como concessionárias de uso e bem público na produção e comercialização de energia elétrica, na condição de Produtor Independente de Energia, e tem suas atividades regulamentadas e fiscalizadas pela ANEEL, tendo o contrato de concessão da Companhia, assinado em 20 de dezembro de 1999, prazo de duração de 30 anos. Companhia Energética de Brasília ( CEB ) - Uma sociedade de economia mista de capital aberto, autorizada pela Lei nº 4.545, de 10 de dezembro de 1964, com sua sede social localizada na cidade de Brasília, no Distrito Federal e é controlada pelo Governo do Distrito Federal. Tem por objeto social a participação em outras sociedades, como sóciaquotista ou acionista e a exploração direta ou indireta, conforme o caso, de serviços de energia elétrica, compreendendo os sistemas de geração, transmissão, comercialização e distribuição de energia elétrica, bem como serviços correlatos. Possui participações societárias em sociedades controladas, controlada em conjunto e coligada. A CEB Distribuição S.A. é uma sociedade anônima, de capital fechado, organizada em conformidade com a Lei Distrital n 2.710, de 24 de maio de 2001, constituída em 20 de junho de 2005 e com início das suas atividades em 12 de janeiro de 2006, como resultado do processo de desverticalização das atividades de distribuição e geração da CEB. É uma concessionária pública de energia elétrica e tem por objeto principal a distribuição e comercialização de energia elétrica e serviços correlatos que lhe venham a ser concedidos ou autorizados por qualquer título de direito e atividades associadas no Distrito Federal. CEB Lajeado S.A. ( CEB Lajeado ) Uma sociedade por ações, controlada pela Companhia Energética de Brasília CEB. A empresa desenvolve atividades de comercialização de parte da energia elétrica produzida pela UHE Luís Eduardo Magalhães, com prazo de concessão a ser encerrado em A Usina localiza-se no Rio Tocantins, nos municípios de Palmas e Miracema do Tocantins, Estado de Tocantins. Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A. ( Celesc ) A Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A. Celesc é uma sociedade de economia mista, que atua no mercado de energia elétrica desde 1955 e tem como acionista controlador o estado de Santa PÁGINA: 197 de 486

204 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Catarina. Estruturada como holding no ano de A Celesc Distribuição, em 31 de dezembro de 2013, detinha uma área de concessão responsável por grande parte do território catarinense e pelo município de Rio Negro/PR. Também é responsável pelo fornecimento de energia elétrica para outras empresas concessionárias e permissionárias. Centrais Elétricas do Pará S.A. ( CELPA ) sociedade por ações de capital aberto e em recuperação judicial, sob o controle acionário da Equatorial Energia S.A., que atua na distribuição e geração de energia elétrica na área de sua concessão legal que abrange todo o Estado do Pará. Conforme Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica nº 182/1998, assinado em 28 de julho de 1998, o prazo de concessão é de 30 anos, com vencimento em 28 de julho de 2028, renovável por igual período. Além do contrato de distribuição, a CELPA possui Contrato de Concessão de Geração nº 181/98, referente a 34 Usinas Termelétricas, sendo 11 próprias e 23 terceirizadas, para a exploração da geração de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, com vigência até 28 de julho de 2028, renovável por igual período. A CELPA encontra-se em processo de recuperação judicial, cujo plano de recuperação judicial foi aprovado em 01 de setembro de 2012, em assembleia geral de credores. Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. ( CEMAT ) - sociedade por ações de capital aberto, em recuperação judicial, atuando na área de distribuição de energia elétrica, além da geração própria através de usinas térmicas para o atendimento a sistemas isolados em sua área de concessão legal que abrange todo o Estado de Mato Grosso. Conforme Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica 03/1997, assinado em 11 de dezembro de 1997, o prazo de concessão é de 30 anos, com vencimento em 11 de dezembro de 20227, renovável por igual período. Além do contrato de distribuição, a CEMAT possui Contrato de Concessão de Geração 04/1997 de três Usinas Termelétricas, com as respectivas subestações associadas, com vigência até 10 de dezembro de A CEMAT encontra-se em processo de recuperação judicial, cujo plano de recuperação judicial foi aprovado em 17 de dezembro de Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins ( Celtins ) é a única distribuidora de energia elétrica do Estado do Tocantins, cobrindo uma área de aproximadamente 3,3% do território nacional. Sua área de concessão abrange km². É uma empresa controlada pela REDE ENERGIA S.A. e está em processo de recuperação judicial. Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema ( CGEEP ) A CGEEP é uma sociedade anônima de capital aberto que atua na geração e comercialização de energia elétrica. Subsidiária e principal investimento internacional da Duke Energy Corp, administra usinas hidrelétricas instaladas no Rio Paranapanema. Companhia Energética do Maranhão ( CEMAR ) - Empresa de economia privada de capital aberto, com sede em São Luís, no Estado do Maranhão, é concessionária do serviço público de distribuição de energia elétrica e atividades associadas ao serviço de energia elétrica. A companhia possui suas ações negociadas unicamente no Mercado de Balcão Organizado da BM&FBovespa. Companhia Energética de Pernambuco ( Celpe ) Sociedade por ações de capital aberto, é concessionária de serviço público de energia elétrica, destinada a estudar, projetar, construir e explorar os sistemas de distribuição e comercialização aos consumidores finais de energia elétrica, bem como a geração de energia elétrica em sistema isolado, assim como os serviços correlatos que lhe venham a ser concedidos ou autorizados, e atividades associadas ao serviço de energia elétrica, podendo prestar serviços técnicos de sua especialidade, realizar operações de exportação e importação e praticar os demais atos necessários à consecução de seu objetivo. A Celpe detém a concessão para distribuição de energia elétrica em todos os municípios do Estado de Pernambuco, no Distrito Estadual de Fernando de Noronha e no município de Pedra de PÁGINA: 198 de 486

205 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Fogo, no Estado da Paraíba, abrangendo uma área de concessão de Km², regulado pelo Contrato de Concessão n 26, firmado em 30 de março de 2000, com vigência até 30 de março de Companhia Energética de São Paulo ( CESP ) A CESP é uma sociedade de economia mista, de capital aberto, controlada pelo Governo do Estado de São Paulo, com sede na cidade de São Paulo e tem como atividades principais o planejamento, a construção e a operação de sistemas de geração e comercialização de energia elétrica. Mantém outras atividades operacionais, de caráter complementar, tais como florestamento, reflorestamento e piscicultura, como meio de proteger os ambientes modificados pela construção de seus reservatórios e instalações. Em 31 de dezembro de 2013, a CESP possuía um parque gerador totalmente de origem hidráulica, composto pelas usinas de Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá, Engenheiro Sérgio Motta (Porto Primavera), Jaguari e Paraibuna. Companhia Energética do Ceará ( Coelce ) A Coelce é uma sociedade por ações de capital aberto, concessionária do serviço público de energia elétrica, destinada a pesquisar, estudar, planejar, construir e explorar a distribuição de energia elétrica, sendo tais atividades regulamentadas pela ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia. A Coelce tem como área de concessão todo o Estado do Ceará. Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica ( CEEE-D ) - A CEEE-D é uma sociedade anônima de capital aberto. Tem como maior acionista o Estado do Rio Grande do Sul, por meio da Companhia Estadual de Energia Elétrica Participações - CEEE- Par, cuja participação é de 65,92% do capital total. A CEEE-D tem por objeto a distribuição de energia elétrica em 72 municípios do Rio Grande do Sul, atendendo aproximadamente, 4 milhões de unidades consumidoras. Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica ( CEEE- GT ) sociedade anônima de capital aberto, sendo seu acionista controlador o Estado do Rio Grande do Sul, por meio da Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE-Par, empresa detentora de 65,92% do seu capital social. A CEEE-GT tem por objeto projetar, construir e explorar sistemas de produção e transmissão de energia elétrica, bem como desenvolver atividades que visem idêntica finalidade; a prestação de serviços de natureza pública ou privada, no setor de energia elétrica; e a exploração de sua infraestrutura, com a finalidade de gerar receitas alternativas, complementares ou acessórias, inclusive proveniente de projetos associados. A área de geração era composta, em 31 de setembro de 2013, por um parque gerador de usinas hidrelétricas. Além disso, dispunha, na mesma data, de energia oriunda da sua participação em projetos realizados através de parcerias, cuja participação da empresa nos empreendimentos se dá através de Sociedades de Propósito Específico (SPE). A energia produzida pelas usinas destina-se ao suprimento do Sistema Integrado Nacional (SIN), com os clientes situados em empresas de Distribuição e Consumidores Livres do mercado. Já na área de Transmissão, a CEEE- GT disponibilizou ao Sistema Elétrico Interligado uma extensa malha de linhas de transmissão (LT), através da operação de diversas subestações. Seus clientes são as concessionárias de distribuição que atuam no Estado, as empresas de geração, os consumidores livres, como indústrias e shoppings, e os produtores independentes. Companhia Paranaense de Energia ( Copel ) - A Copel com sede em Curitiba, capital do Estado do Paraná, é uma sociedade anônima, de capital aberto, cujas ações são negociadas no Nível 1 de Governança Corporativa dos Segmentos Especiais de Listagem da BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros e nas bolsas de valores dos Estados Unidos da América e da Espanha. É uma sociedade de economia mista, controlada pelo Governo do Estado do Paraná. A Copel e suas controladas têm como principais atividades regulamentadas pela ANEEL pesquisar, estudar, planejar, construir e explorar a produção, transformação, transporte, distribuição e comercialização de energia, em qualquer de suas formas, principalmente a elétrica. Adicionalmente, a Copel tem participação em consórcio e em empresas privadas e de economia mista, com PÁGINA: 199 de 486

206 8.1 - Descrição do Grupo Econômico o objetivo de desenvolver atividades principalmente nas áreas de energia, telecomunicações, gás natural e saneamento básico. A Copel Distribuição S.A., com sede também em Curitiba, Paraná, é uma sociedade anônima de capital fechado, subsidiária integral da Copel e explora a distribuição e a comercialização regulada de energia elétrica, a localidades, pertencentes ao Estado do Paraná, e também ao município de Porto União, no Estado de Santa Catarina. Companhia Transmissão de Energia Elétrica Paulista ( CTEEP ) - sociedade de capital aberto, autorizada a operar como concessionária de serviço público de transmissão de energia elétrica, tendo como atividades principais o planejamento, a construção e a operação de sistemas de transmissão de energia elétrica. Sua rede de transmissão era constituída, em 31 de dezembro de 2013, por linhas, circuitos, cabos de fibra ótica e subestações com tensão de até 550 kv. Na mesma data, a CTEEP possuía sede em São Paulo, mas atuando também por meio de subsidiárias e participações em diversos outros estados. Empresa Elétrica Bragantina S.A. ( EEB ) - uma distribuidora de energia elétrica e uma sociedade por ações de capital fechado. A EEB atende a municípios nos Estados de São Paulo e Minas Gerais. Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. ( EMAE ) - é uma sociedade anônima de capital aberto, concessionária de um complexo hidroenergético, localizado no Alto Tietê, centrado na Usina Hidroelétrica Henry Borden. Conforme Contrato de Concessão nº 002/2004 ANEEL EMAE, firmado em 11 de novembro de 2004, a Empresa detém concessões para exploração dos serviços de geração de energia elétrica de aproveitamentos hidrelétricos, todos com termo final para 30 de novembro de podendo ser prorrogado, a critério do Poder Concedente, por período de até 20 anos, conforme condições expressas na cláusula segunda do referido Contrato. Em 05 de novembro de 2009, a EMAE protocolou na ANEEL requerimento para prorrogação das concessões dos seus cinco aproveitamentos hidrelétricos. Em 16 de março de 2012, conforme despacho nº 720 publicado no Diário Oficial da União, a ANEEL encaminhou ao Ministério de Minas e Energia MME requerimento de prorrogação do prazo de concessão, no qual pronuncia-se favoravelmente em relação às UHE s de Rasgão, Henry Borden e Porto Góes, pelo sobrestamento do exame do pedido em relação à UHE Edgard de Souza e pelo indeferimento em relação à UHE Isabel. Estas duas últimas usinas estão inoperantes e não participam da receita da empresa. Energisa S.A. ( Energisa ) - Fundada em 1998, é uma sociedade anônima de capital aberto, que tem como principal objetivo a participação no capital de outras empresas. O Grupo Energisa tem na distribuição de energia elétrica a principal base de seu negócio. A Energisa tem distribuidoras no Nordeste, em Minas Gerais e no Rio de Janeiro. Lajeado Energia S.A. ( Lajeado ) - companhia de capital fechado, controlada da EDP Energias do Brasil S.A., tem como principal objeto social a geração e comercialização de energia elétrica de qualquer origem e natureza, preparação de estudos de viabilidade e projetos, promoção da construção, da operação e da manutenção de usinas de geração. A Lajeado detém 73% do capital total da Investco S.A., sociedade de capital aberto que tem como objeto principal estudos, planejamentos, projetos, constituição e exploração dos sistemas de produção, transmissão, transformação, distribuição e comércio de energia elétrica, especialmente a exploração da Usina Hidrelétrica Luís Eduardo Magalhães e Sistema de Transmissão Associado (UHE Lajeado), no Estado do Tocantins, nos termos do Contrato de Concessão de Uso de Bem Público 05/97 ANEEL pelo prazo de 35 anos, com vigência até Paulista Lajeado Energia S.A. ( Paulista Lajeado ) - A Paulista Lajeado é uma sociedade anônima de capital fechado. A Paulista Lajeado tem como objeto social a geração e comercialização de energia, detendo participação minoritária no capital votante da Investco S.A., empresa criada com o propósito de operar a Usina Hidrelétrica Luís PÁGINA: 200 de 486

207 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Eduardo Magalhães (UHE Lajeado). A UHE Lajeado é um importante empreendimento de geração de energia elétrica, localizada no Rio Tocantins. Tangará Energia S.A. ( Tangará ) - Companhia de capital fechado que possui a hidrelétrica Guaporé, localizada no Rio Guaporé, nos municípios de Pontes e Lacerda e Vale de São Domingos, Estado do Mato Grosso. A energia elétrica produzida terá a seguinte destinação: (i) para uso exclusivo da Mineração Santa Elina Indústria e Comércio S.A.; (ii) para produção independente de energia elétrica, na forma a ser estabelecida no contrato de concessão de uso de bem público. Centrais Elétricas Cachoeira Dourada S.A. ( CDSA ) - A Centrais Elétricas Cachoeira Dourada S.A. ( CDSA ) é uma companhia de capital fechado que tem como principais objetivos a realização de estudos, projeções, construção, instalação, operação e exploração de usinas geradoras de energia elétrica, bem como a prática dos atos de comércio decorrentes dessas atividades, sendo tais atividades regulamentadas pela ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia. A CDSA foi constituída mediante cisão da Companhia Energética de Goiás - CELG, da qual foram transferidos os bens patrimoniais do sistema de geração da Usina Hidrelétrica de Cachoeira Dourada para a nova Companhia. c) participações da Companhia em sociedades do grupo Encontra-se, abaixo, uma tabela representativa da participação da Eletrobras em suas principais controladas e coligadas em 31 de dezembro de 2013: Denominação Social Sociedade Participação da Companhia em sociedades do grupo Ordinárias Preferenciais Participação Indireta Total Eletrobras Chesf Controlada % 86.55% 0.00% 99.58% Eletrobras Eletronorte Controlada 99.48% 0,00% 0.00% 99.48% Eletrobras Furnas Controlada 99.83% 98.62% 0.00% 99.56% Eletrobras Eletronuclear Controlada 99.97% 99.72% 0.00% 99.91% Eletrobras Eletrosul Controlada 99.88% 0.00% 0.00% 99.88% Eletrobras CGTEE Controlada 99.99% 0.00% 0.00% 99.99% Eletrobras Eletropar Controlada 83.71% 0.00% 0.00% 83.71% Itaipu Controlada 50.00% 0.00% 0.00% 50.00% Distribuição Acre Controlada 96.02% 89.62% 0.00% 94.26% Distribuição Alagoas Controlada % % 0.00% % Distribuição Amazonas Controlada % 0,00% 0.00% % Distribuição Piauí Controlada % % 0.00% % Distribuição Rondônia Controlada % 0,00% 0.00% % Distribuição Roraima Controlada % 0.00% 99.45% % CERR Controle compartilhado 0.00% % 0.00% 0.00% CEMAT Coligada 5.14% 59.77% 0.00% 40.92% CEB Lajeado Coligada 0.00% % 0.00% 40.07% Lajeado Energia Coligada 0.00% 90.78% 0.00% 40.07% Paulista Lajeado Coligada 0.00% % 0.00% 40.07% PÁGINA: 201 de 486

208 8.1 - Descrição do Grupo Econômico EMAE Coligada 0,00% 64.82% 0.00% 39.02% CTEEP Coligada 9.75% 53.86% 0.00% 35.23% CEMAR Coligada 33.48% 37.29% 0.00% 33.55% CEEE D Coligada 32.23% 53.43% 0.00% 32.59% CEEE GT Coligada 32.23% 53.43% 0.00% 32.59% Tangará Coligada 0.00% 66.44% 0.00% 25.47% Celesc Coligada 0.03% 17.98% 0.00% 10.75% Coelce Coligada 0,00% 18.46% 0.00% 7.06% Energisa S.A. Coligada 1.43% 5.16% 0.00% 3.39% CEB Coligada 0.00% 6.56% 0.00% 3.29% CESP Coligada 0.03% 3.05% 0.00% 2.05% Celpe Coligada 0.03% 13.79% 0.00% 1.56% Celpa Coligada 1.09% 26.86% 0.00% 1.15% Copel Coligada 1.06% 0.00% 0.00% 0.56% CGEEP Duke Coligada 0,00% 0.70% 0.00% 0.47% CDSA Coligada 0.36% 0,00% 0.00% 0.13% EEB Coligada 0.13% 0.00% 0.00% 0.11% Celgpar Controle compartilhado 0.07% 0.00% 0.00% 0.07% CEA Controle compartilhado 0.03% 0,00% 0.00% 0.03% Celtins Coligada 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% Norte Energia S.A. SPE (Eletrobras 15%/ Eletrobras Chesf 15%/ Eletrobras Eletronorte 19,98%) Centrales Hidrelétricas de Centro America CHC 15% 0.00% 34.80% 15.00% SPE (Eletrobras 50%) 50.00% 0.00% 0.00% 50.00% Mangue Seco 2 SPE (Eletrobras 49%) 48.99% 0.00% 0.00% 48.99% Inambari Geração de Energia SPE (Eletrobras 29,4%/ Eletrobras Furnas 19,6%) 29.40% 0.00% 19.51% 29.40% Enerpeixe SPE (Eletrobras Furnas 40%) 40.00% 0.00% 39.82% 40.00% Baguari Energia S.A. SPE (Eletrobras Furnas 15,0%) 15.00% 0.00% 14.93% 15.00% Retiro Baixo Energética S.A. SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% Chapecoense Geração S.A. SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% Serra do Facão Energia S.A. SPE (Eletrobras Furnas 49,47%) 49.47% 0.00% 49.25% 49.47% Madeira Energia S.A. SPE (Eletrobras Furnas 39%) 39.00% 0.00% 38.83% 39.00% Teles Pires Participações S.A. Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A. SPE (Eletrobras Furnas 24,5%/ Eletrobras Eletrosul 24,5%) SPE (Eletrobras Eletronorte 24,5%/ Eletrobras Furnas 24,5%) 49.00% 0.00% 48.86% 49.00% 49.00% 0.00% 48.76% 49.00% PÁGINA: 202 de 486

209 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A. Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia S.A. Central Eólica Famosa I S.A. Central Eólica Pau Brasil S.A. SPE (Eletrobras Eletronorte 24,5%/ Eletrobras Furnas 24,5%) 49.00% 0.00% 48.76% 49.00% SPE (Eletrobras Eletronorte 24,5%/ Eletrobras Furnas 24,5%) 49.00% 0.00% 48.76% 49.00% SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% Central Eólica Rosada S.A.. SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% Central Eólica São Paulo SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% S.A. Energia dos Ventos SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% NOSSA Sra. FATIMA SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% PITOMBEIRA. SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% SANTA CATARINA SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% SÃO CLEMENTE SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% GOIABEIRA SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% JANDAIA SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% JANDAIA 1 SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% JANDAIA 2 SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% Energética Águas da Pedra S.A. ESBR Participações S.A. (Jirau) SPE (Eletrobras Eletronorte 24,5%/ Eletrobras Chesf 24,5%) SPE (Eletrobras Chesf 20%/ Eletrobras Eletrosul 20%) 49.00% 0.00% 48.77% 49.00% 40.00% 0.00% 39.89% 40.00% Pedra Branca S.A. SPE (Eletrobras Chesf 49%) 49.00% 0.00% 48.79% 49.00% São Pedro do Lago S.A. SPE (Eletrobras Chesf 49%) 49.00% 0.00% 48.79% 49.00% Sete Gameleiras S.A. SPE (Eletrobras Chesf 49%) 49.00% 0.00% 48.79% 49.00% Usina Energia Eólica Caiçara I S.A. Usina Energia Eólica Caiçara II S.A. Usina Energia Eólica Junco I S.A. Usina Energia Eólica Junco II S.A. Amapari Energia S.A. Chuí Holding Consórcio Cruzeiro Sul SPE (Eletrobras Chesf 49%) 49.00% 0.00% 48.79% 49.00% SPE (Eletrobras Chesf 49%) 49.00% 0.00% 48.79% 49.00% SPE (Eletrobras Chesf 49%) 49.00% 0.00% 48.79% 49.00% SPE (Eletrobras Chesf 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% SPE (Eletrobras Eletronorte 49%) SPE (Eletrobras Eletrosul 49%) SPE (Eletrobras Eletrosul 49%) 49.00% 0.00% 48.75% 49.00% 49.00% 0.00% 48.94% 49.00% 49.00% 0.00% 48.94% 49.00% PÁGINA: 203 de 486

210 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Livramento Holding Santa Vitória do Palmar Holding Transirapé SPE (Eletrobras Eletrosul 49%) SPE (Eletrobras Eletrosul 49%) SPE (Eletrobras Furnas 24,5%) 49.00% 0.00% 48.88% 49.00% 49.00% 0.00% 48.94% 49.00% 24.50% 0.00% 24.39% 24.50% Transudeste SPE (Eletrobras Furnas 25%) 25.00% 0.00% 24.89% 25.00% Transleste SPE (Eletrobras Furnas 24.50% 0.00% 24.39% 24.50% 24,5%) Centroeste de Minas SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% Transenergia Renovável SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% S.A. Goias Transmissão S.A. SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% Interligação Elétrica do Madeira S.A. Caldas Novas Luziânia Niquelândia Transmissora S.A. Consórcio Goiás Transmissão SPE (Eletrobras Furnas 24,5%/ Eletrobras Chesf 24,5%) 49.00% 0.00% 48.79% 49.00% SPE (Eletrobras Furnas 49.90% 0.00% 49.68% 49.90% 49,9%) SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% HORIZONTE SPE (Eletrobras Furnas 49%) 48.78% 0.00% 48.78% 48.78% MGE Transmissão S.A. SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% Transenergia Goiás S.A. SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% Transenergia São Paulo S.A. Extremoz Transmissora do Nordeste ETN Interligação Elétrica Garanhuns S.A. STN - Sistema de Transmissão Nordeste S.A. Transmissora Delmiro Gouveia S.A. - TDG INTESA - Integração Transmissora de Energia S.A. Manaus Construtora Ltda. Manaus Transmissora de Energia S.A. Construtora Integração Ltda. Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. SPE (Eletrobras Furnas 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% SPE (Eletrobras Chesf 49%) 49.00% 0.00% 48.79% 49.00% SPE (Eletrobras Chesf 49%) 49.00% 0.00% 48.79% 49.00% SPE (Eletrobras Chesf 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% SPE (Eletrobras Chesf 49%) 49.00% 0.00% 48.78% 49.00% SPE (Eletrobras Eletronorte 37% e CHESF 12%) SPE (Eletrobras Eletronorte 30%/ Eletrobras Chesf 19,5%) SPE (Eletrobras Eletronorte 30%/ Eletrobras Chesf 19,5%) SPE (Eletrobras Eletrosul 24,5%/ Eletrobras Eletronorte 24,5%) SPE (Eletrobras Eletrosul 24,5%/ Eletrobras Eletronorte 24,5%) 49.00% 0.00% 48.76% 49.00% 49.50% 0.00% 49.26% 49.50% 49.50% 0.00% 19.40% 49.50% 49.00% 0.00% 48.84% 49.00% 49.00% 0.00% 0.00% 49.00% PÁGINA: 204 de 486

211 8.1 - Descrição do Grupo Econômico AETE - Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. SPE (Eletrobras Eletronorte 49%) 49.00% 0.00% 48.75% 49.00% Brasnorte Transmissora de Energia S.A. ETE Linha Verde Transmissora de Energia S.A. SPE (Eletrobras Eletronorte 49,71%) SPE (Eletrobras Eletronorte 100%) SPE (Eletrobras Eletronorte 49%) 49.71% 0.00% 49.45% 49.71% % 0.00% 99.48% % 49.00% 0.00% 48.75% 49.00% Transmissora Matogrossense de Energia S.A. Transnorte Energia S.A. Costa Oeste Transmissora de Energia ETAU Marumbi Transmissora SPE (Eletrobras Eletronorte 49%) SPE (Eletrobras Eletronorte 49%) SPE (Eletrobras Eletrosul 49%) SPE (Eletrobras Eletrosul 27,42%) SPE (Eletrobras Eletrosul 20%) Transmissora Sul Brasileira SPE (Eletrobras Eletrosul 80%) Uirapuru Transmissora de Energia S.A. SPE (Eletrobras Eletrosul 75%) 49.00% 0.00% 48.75% 49.00% 49.00% 0.00% 48.75% 49.00% 49.00% 0.00% 48.94% 49.00% 27.42% 0.00% 27.39% 27.42% 20.00% 0.00% 19.98% 20.00% 80.00% 0.00% 79.90% 80.00% 75.00% 0.00% 74.91% 75.00% d) participações de sociedades do grupo no emissor A Eletrobras é uma sociedade anônima de economia mista controlada pela União. Não havia à data deste Formulário de Referência, participações de soceidades do grupo no capital da Eletrobras. e) sociedades sob controle comum A Eletrobras é uma sociedade anônima de economia mista controlada pela União. Desta forma, todas as demais sociedades de economia mista e empresas públicas constituídas no âmbito federal e sob controle da União são consideradas sociedades sob controle comum em relação à Eletrobras. PÁGINA: 205 de 486

212 8.2 - Organograma do Grupo Econômico O organograma representativo das principais empresas componentes do Sistema Eletrobras, em 31 de dezembro de 2013, está representado abaixo: Adicionalmente, a Eletrobras possui participações, diretas e indiretas, em outras sociedades, conforme descrito nos itens 8.1.b e 8.1.c deste Formulário de Referência. PÁGINA: 206 de 486