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 59

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 188

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 337

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 375

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 436

6 Índice Informação sobre classe e espécie de valor mobiliário admitida à negociação em mercados estrangeiros Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor Descrição das ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiros Outras informações relevantes Planos de recompra/tesouraria Informações sobre planos de recompra de ações do emissor Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria Informações sobre valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento do último exercício social Outras informações relevantes Política de negociação Informações sobre a política de negociação de valores mobiliários Outras informações relevantes Política de divulgação Descrição das normas, regimentos ou procedimentos internos relativos à divulgação de informações Descrição da política de divulgação de ato ou fato relevante e dos procedimentos relativos à manutenção de sigilo sobre informações relevantes não divulgadas Administradores responsáveis pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de divulgação de informações Outras informações relevantes Negócios extraordinários Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos negócios do emissor Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamente relacionados com suas atividades operacionais Outras informações relevantes 463

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 463

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 2012, os auditores independentes da Companhia, em contrapartida aos serviços de auditoria contábil externa prestados, receberam honorários que totalizaram o valor de R$9,4 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 463

9 2.3 - Outras informações relevantes Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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. 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 463

10 3.1 - Informações Financeiras - Individual Rec. Liq./Rec. Intermed. Fin./Prem. Seg. Ganhos (Reais) Exercício social (31/12/2012) Exercício social (31/12/2011) Exercício social (31/12/2010) 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 -5, , , PÁGINA: 4 de 463

11 3.2 - Medições não contábeis Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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 (6.926) Provisão Imposto de Renda e Contribuição Social (390) Resultado Financeiro (633) (234) Depreciação e Amortização EBITDA (6.174) O resultado de 2012 foi fortemente influenciado pelos efeitos de eventos atípicos decorrentes em grande parte dos efeitos oriundos da Lei n o /2013 (impairment, contratos onerosos e indenizações), que montam R$ milhões, detalhados abaixo. Em decorrência dos mencionados eventos atípicos, no ano de 2012, verificou-se uma variação negativa de 202% no EBITDA, que passou de R$6.028 milhões em 2011 para R$(6.174) milhões em (em R$ milhões) Exercício Social encerrado em Período 31 de dezembro de 2012 = EBITDA (6.174) + Eventos Atípicos (vide detalhamento no quadro ,3 abaixo) = EBITDA AJUSTADO PÁGINA: 5 de 463

12 3.2 - Medições não contábeis Consolidado Eventos Atípicos (Valores em R$ milhões) Geração Ganho (perda) com indenizações das concessões prorrogadas (1.802,4) Ajuste ao Valor Novo de Reposição dos ativos indenizáveis (2.825,1) Contratos onerosos (1.591,2) Parcela não recuperável de ativos - impairment (1.119,2) Total Geração (7.337,9) Transmissão Ganho (perda) com indenizações das concessões prorrogadas (1.242,4) Ajuste ao Valor Novo de Reposição dos ativos indenizáveis (331,6) Contratos onerosos (1.491,2) Parcela não recuperável de ativos - impairment (41,5) Total Transmissão (3.106,7) Total Geração e Transmissão (10.444,6) Distribuição Ajuste ao Valor Novo de Reposição dos ativos indenizáveis 359,2 Efeitos da Lei n o /2013 (10.085,4) Contrato Oneroso - Jirau (1.607,9) Total Geração e Transmissão (11.693,3) Para informações sobre os efeitos da Lei n o /2013 e Contratos Onerosos, ver o item 10 (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 n.º 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 463

13 3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 Seguem abaixo a descrição dos eventos subsequentes às demonstrações financeiras da Eletrobras referentes ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012: 1 - Companhia de Eletricidade do Amapá - CEA A Eletrobras assinou, em 12 de novembro de 2012, um protocolo de intenções visando à participação no processo de saneamento financeiro da Companhia de Eletricidade do Amapá CEA ( CEA ). Este processo prevê que a Eletrobras assuma o controle acionário da CEA. A Eletrobras e o Governo do Estado do Amapá celebrarão inicialmente um acordo de acionistas e um acordo de gestão, visando à recuperação econômico-financeira da CEA que, após implementação de todos os seus termos, prevê uma operação de aquisição, pela Eletrobras, do controle acionário da CEA. Para isto, a Eletrobras assumirá, após a celebração de tais acordos, a gestão executiva da CEA, por meio de representação majoritária no Conselho de Administração e indicação dos membros da Diretoria Executiva da CEA, os quais serão posteriormente substituídos por profissionais contratados no mercado. Neste processo, o Governo do Estado do Amapá receberá financiamento do Governo Federal, com a finalidade de quitação das dividas da CEA junto ao Sistema Eletrobras e outros fornecedores, e elaborará um plano de contingências que será encaminhado à aprovação da ANEEL. A concretização da referida operação depende de diversas autorizações e iniciativas em diferentes esferas, tendo seus efeitos previstos para Companhia Energética de Roraima - CERR A Eletrobras assinou, em 26 de novembro de 2012, um protocolo de intenções visando à participação no processo de saneamento financeiro da empresa Companhia Energética de Roraima CERR ( CERR ). Este processo prevê que a Eletrobras poderá assumir o controle da CERR, por meio da aquisição do controle acionário da companhia. A Companhia e o Governo do Estado de Roraima celebrarão 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, prevê uma operação de aquisição, pela Eletrobras, do controle acionário da CERR. Para isto, a Eletrobras assumirá, após a celebração de tais acordos, a gestão executiva da CERR, por meio de representação majoritária no Conselho de Administração e indicação dos membros da Diretoria Executiva da CERR, os quais serão posteriormente substituídos por profissionais contratados no mercado. Neste processo, o Governo do Estado de Roraima deverá obter financiamento, com a finalidade de quitação das dívidas da CERR junto ao Sistema Eletrobras e outros fornecedores, e elaborará um plano de contingências que será encaminhado à aprovação da ANEEL. A concretização da referida operação depende de diversas autorizações e iniciativas em diferentes esferas, tendo seus efeitos previstos para Financiamento Angra III A Eletrobras contratou, em 21 de dezembro de 2012, financiamento junto à Caixa Econômica Federal, no valor de R$3,8 bilhões, com a finalidade de aquisição de máquinas, equipamentos importados e contratação de serviços também importados para a construção da Usina Termonuclear Angra III, de responsabilidade da Eletrobras Eletronuclear, cujos saques iniciarão em 2013, com as seguintes características: - Sistema de Amortização SAC; PÁGINA: 7 de 463

14 3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras - Carência - 5 anos; - Amortização 20 anos; - Juros Nominais - 6,5% ao ano; e - Garantia da União Federal. 4 Recebimento das indenizações Foram recebidas, em 28 de janeiro de 2013, pelas empresas controladas da Eletrobras, parte do valor da indenização relativo à prorrogação das concessões de geração e transmissão de energia aprovada pela 160ª Assembleia Geral Extraordinária da Eletrobras. As controladas Eletrobras Chesf, Eletrobras Eletronorte e Eletrobras Eletrosul optaram pelo recebimento de 50% do valor à vista e o restante parcelado, e a controlada Eletrobras Furnas optou pelo recebimento de grande parte valor da indenização de forma parcelada, nos termos da Portaria Interministerial n.º 580/MME/MF, de 1º de novembro de Conforme previsto na legislação, o valor parcelado será recebido em parcelas mensais, até a data do encerramento original da concessão prorrogada, atualizado pelo IPCA, acrescido da remuneração pelo custo médio ponderado de capital (WACC) de 5,59% real ao ano, contados a partir de 4 de dezembro de 2012, data de assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão. Valor Original da Indenização (R$ mil) Transmissão Geração Total Valor Recebido Valor da Primeira Parcela Eletrobras Chesf Eletrobras Furnas Eletrobras Eletrosul Eletrobras Eletronorte Total Comercialização da energia de Itaipu e PROINFA na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) - sazonalização da garantia física O Despacho ANEEL n.º 3.572/2012 aprova o Procedimento de Comercialização da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE ( CCEE ) Submódulo 3.3, que descreve o processo de sazonalização da garantia física dos agentes geradores, sendo esta permitida aos agentes detentores de outorga de empreendimentos de geração modelados na CCEE com garantia física definida em ato regulatório. A sazonalização da garantia física é realizada anualmente, no mês de dezembro. À época da sazonalização, por meio de comunicado, a CCEE divulga o cronograma estabelecendo os prazos das atividades relacionadas e o agente não poderá declarar, como valor de garantia física sazonalizada mensal, valores que ultrapassem os limites mensais de potência atribuídos a cada usina, considerando o número de horas de cada mês. A sazonalização da garantia física de uma determinada usina é a conversão dos valores anuais médios (MW médios), definidos em ato regulatório, em valores mensais, expressos em termos de energia visando, entre outros, os cálculos da contabilização do Mercado de Curto Prazo MCP e das penalidades por insuficiência de lastro para comercialização de energia pelos agentes, conforme as regras de comercialização. PÁGINA: 8 de 463

15 3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras O Despacho n.º 335/2013 da ANEEL permitiu alterar o prazo para sazonalização de garantia física para o período de 07 a 15 de fevereiro de Dessa forma, a sazonalização da garantia física para 2013 não ocorreu antecipadamente, como estabelece o Procedimento de Mercado da CCEE, criando condições para a sazonalização ex post da garantia física para janeiro e fevereiro de No âmbito do MRE, a Usina de Itaipu tem sua sazonalização flat uma vez que a sua garantia física é igual às quotas de energia. Uma sazonalização flat é a distribuição uniforme da garantia física ao longo dos 12 meses do ano, portanto, não revestida de volatilidade. As Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) do PROINFA são sazonalizadas pela Eletrobras conforme informações dos empreendedores enviadas em setembro do ano anterior. Nesse contexto, agentes de mercado estimaram as suas garantias físicas sazonalizadas mês a mês para o ano de 2013, no período de 7 a 15 de fevereiro de 2013, quando já era passado o mês de janeiro e metade do mês de fevereiro, quando já conhecido o valor do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD, permitindo a determinados agentes sobrestimar sua garantia física sazonalizada para esses meses. A liquidação do mercado de curto prazo de janeiro e fevereiro de 2013 foi impugnada administrativamente pela Eletrobras junto à ANEEL, que acatou o pedido conforme Despacho ANEEL n.º 627/2013, por entender que foi prejudicial à Itaipu e ao PROINFA, uma vez que, pelas características flat de suas sazonalizações, estes agentes institucionais tenderão a sofrer maior exposição no Mercado de Curto Prazo. Referida liquidação monta a R$ 567,9 milhões, sendo R$ 514,9 milhões relativos à Itaipu e R$ 53,0 milhões ao PROINFA. A retomada da liquidação financeira na CEEE, portanto, encontra-se na dependência do resultado da Audiência Pública n.º 018/2013 aberta pela Aneel no período de 13 a 22 de março. Cabe ressaltar que dadas as características institucionais da comercialização de energia de Itaipu e do PROINFA pela Eletrobras, eventuais recursos da Eletrobras que venham a ser utilizados para cobrir saldos negativos da operação serão ressarcidos, devidamente remunerados, com recursos da própria conta, com base em taxa de juros equivalente àquela que seria obtida com aplicação dos mesmos, em igual período de utilização. PÁGINA: 9 de 463

16 3.4 - Política de destinação dos resultados Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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 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. 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 16 de junho de 2011, a assembleia geral ordinária da Eletrobras aprovou não haver qualquer retenções com relação ao lucro do exercício. Como o valor total de prejuízos acumulados excedeu ao montante do lucro líquido do exercício, a Companhia não realizou a constituição de reserva legal no exercício. PÁGINA: 10 de 463

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 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 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 16 de junho de 2011, a assembleia geral ordinária da Eletrobras aprovou a distribuição de dividendos correspondentes a (i) R$0,83 por ação ordinária; (ii) R$2,17 por ação preferencial da classe A ; e (iii) R$1,63 por ação preferencial da classe B. Anual (d) Restrições à distribuição de dividendos 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, 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, 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, PÁGINA: 11 de 463

18 3.4 - Política de destinação dos resultados Período a Eletrobras deve distribuir, em a Eletrobras deve distribuir, em a Eletrobras deve distribuir, em cada exercício social, dividendo não cada exercício social, dividendo não cada exercício social, dividendo não inferior a 25% do lucro líquido inferior a 25% do lucro líquido inferior a 25% do lucro líquido ajustado nos termos da Lei das ajustado nos termos da Lei das ajustado nos termos da Lei das (d) Restrições à Sociedades por Ações, respeitada a Sociedades por Ações, respeitada a Sociedades por Ações, respeitada a distribuição de remuneração mínima para as ações remuneração mínima para as ações remuneração mínima para as ações dividendos (cont.) preferenciais das classes A e B, de preferenciais das classes A e B, de preferenciais das classes A e B, de 8% e 6%, respectivamente, do 8% e 6%, respectivamente, do 8% e 6%, respectivamente, do capital social relativo a essas capital social relativo a essas capital social relativo a essas espécies e classes de ações. espécies e classes de ações. espécies e classes de ações. O lucro líquido pode ser O lucro líquido pode ser O lucro líquido pode ser capitalizado, utilizado para capitalizado, utilizado para capitalizado, utilizado para compensar prejuízos ou então compensar prejuízos ou então compensar prejuízos ou então retido, conforme previsto na Lei das retido, conforme previsto na Lei das retido, conforme previsto na Lei das Sociedades por Ações, podendo não Sociedades por Ações, podendo não Sociedades por Ações, podendo não ser disponibilizado para pagamento ser disponibilizado para pagamento ser disponibilizado para pagamento de dividendos. A Eletrobras poderá de dividendos. A Eletrobras poderá de dividendos. A Eletrobras poderá não pagar dividendos aos seus não pagar dividendos aos seus não pagar dividendos aos seus acionistas em determinado exercício acionistas em determinado exercício acionistas em determinado exercício social, se seus administradores social, se seus administradores social, se seus administradores manifestarem, e a Assembleia Geral manifestarem, e a Assembleia Geral manifestarem, e a Assembleia Geral assim aprovar, que tal pagamento é assim aprovar, que tal pagamento é assim aprovar, que tal pagamento é desaconselhável diante de situação desaconselhável diante de situação desaconselhável diante de situação financeira da Eletrobras. financeira da Eletrobras. 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 463

19 3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido (Reais) Exercício social 31/12/2012 Exercício social 31/12/2011 Exercício social 31/12/2010 Lucro líquido ajustado , , ,00 Dividendo distribuído em relação ao lucro líquido ajustado 0, , , Taxa de retorno em relação ao patrimônio líquido do emissor -10, , , Dividendo distribuído total 0, , ,42 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 Ordinária ,39 29/05/ ,55 29/06/2011 Preferencial Preferencial Classe A ,46 29/05/ ,60 29/06/2011 Preferencial Preferencial Classe B ,08 29/05/2012 Preferencial Preferencial Classe B ,27 29/06/2011 PÁGINA: 13 de 463

20 3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 Dividendos não distribuídos a serem pagos: 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. Fazem jus ao referido recebimento as pessoas físicas e jurídicas que integravam o quadro de Acionistas da Eletrobras no dia 29 de janeiro de 2010, restando ser liquidada a parcela de junho de 2013, no total de R$3,4 bilhões. Ainda, segundo o estatuto social da Eletrobras, os referidos créditos continuarão a ser remunerados pela variação da Taxa SELIC, até a data do efetivo pagamento de cada parcela, incidindo, sobre esta remuneração, retenção de Imposto de renda na fonte, nos termos da legislação vigente. O saldo da remuneração aos acionistas, demonstrado no passivo circulante, em 31 de dezembro de 2012, contém a parcela de R$101 milhões (R$109 milhões e R$167 milhões em 31 de dezembro de 2011 e 2010), referente a remunerações não reclamadas dos exercícios de 2009, 2010, 2011 e A remuneração relativa ao exercício de 2009, e anteriores, está prescrita, nos termos do Estatuto da Companhia. Declaração de Dividendos à conta de lucros retidos ou reservas constituídas em anos anteriores Referente aos exercícios de 1979 a 1984, 1989, 1996 e 1998 oriundos do saldo da Reserva Especial de Dividendos. Dividendos Retidos (1ª parcela, paga em 2010) Montante (R$) 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 PÁGINA: 14 de 463

21 3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas Preferencial Preferencial Classe B ,47 28/06/2012 Ordinária ,78 28/06/2012 Total ,12 Obs.: A 4ª parcela será paga até 30 de junho de Juros sobre o capital próprio distribuídos a partir de reservas de lucros de exercícios anteriores Em assembleia geral ordinária de 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 ,00 Até 31/12/2013 Preferencial Preferencial Classe B ,00 Até 31/12/2013 Ordinária ,00 Até 31/12/2013 Total ,00 ¹ A ser atualizado conforme a variação da taxa SELIC até a data de pagamento. PÁGINA: 15 de 463

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 463

23 3.8 - Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Exercício social (31/12/2012) Tipo de dívida Inferior a um ano Um a três anos Três a cinco anos Superior a cinco anos Total 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. Para efeitos deste item do Formulário de Referência, a integralidade do passivo não circulante, subtraídos os montantes correspondentes a empréstimos e financiamentos, foi alocada na coluna "Um a três anos", enquanto o montante correspondente a empréstimos e financiamentos foi alocado de acordo com o seu vencimento. PÁGINA: 17 de 463

24 3.9 - Outras informações relevantes Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 Com relação ao item 3.1 deste Formulário de Referência, esclarecemos que, conforme orientações do Ofício CVM/SEP nº 001/2013, 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. 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 2012: Valores em US$ mil Após 2018 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: 18 de 463

25 4.1 - Descrição dos fatores de risco Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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 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 578 e n.º 579 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 2012, os efeitos da Lei n.º 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 serão significativamente menores, e poderão resultar em prejuízos para a Eletrobras para os anos de 2013 e seguintes. 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. No entanto, a Eletrobras poderá, até 31 de dezembro de 2013, pleitear valor indenizatório perante a ANEEL (i) com relação aos ativos de transmissão que entraram em operação comercial até 2000, e (ii) de valores referentes à modernização de ativos de geração perante a ANEEL, nos termos da Lei n 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. 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. Neste caso, os valores das tarifas podem ser menores do PÁGINA: 19 de 463

26 4.1 - Descrição dos fatores de risco que os inicialmente previstos, o que poderá afetar seus negócios, condições financeiras e resultados operacionais de maneira adversa. 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. 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 de, aproximadamente, R$10,2 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 PÁGINA: 20 de 463

27 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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. 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 e Eletrobras Eletrosul e Itaipu. A capacidade da Eletrobras de cumprir suas obrigações financeiras é, portanto, relacionada em parte ao fluxo de caixa e do lucro dessas subsidiárias e à distribuição ou transferência desses ganhos para a Eletrobras na forma de dividendos, empréstimos ou outros adiantamentos e pagamentos. Algumas dessas subsidiárias estão, ou poderão no futuro vir a estar, sujeitas a contratos de empréstimos que exigem que qualquer endividamento destas subsidiárias com a Companhia esteja subordinado a estes contratos de empréstimo. As subsidiárias da Eletrobras são entidades jurídicas distintas da Companhia. Qualquer direito que a Eletrobras possa ter de receber bens de qualquer subsidiária ou outros pagamentos após sua liquidação ou reorganização será efetivamente subordinado aos créditos dos credores das subsidiárias (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 e a parcela de endividamento desta subsidiária 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 finalidade da Conta CCC é gerar reservas financeiras devidas às empresas de distribuição e algumas empresas de geração (as quais devem fazer contribuições anuais para a Conta CCC) para cobrir alguns dos custos da operação de usinas termelétricas em caso de condições hidrológicas adversas. Apesar de o Governo Brasileiro ter anunciado que a Conta CCC será gradualmente eliminada, a Eletrobras (juntamente com outras empresas do setor elétrico) continua a receber os reembolsos a partir dessa conta. No período recente, os montantes reembolsados pela Conta CCC à Eletrobras e a outras empresas do setor 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 fazedr contribuições à Conta CCC. Apesar disso, a Conta CCC não foi extinta. Os saldos disponíveis conrinuarão 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. No entanto, a Eletrobras não pode garantir que vai continuar a receber os reembolsos da Conta CCC e qualquer redução nos valores recebidos pela Eletrobras 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 dependem de uma série de fatores, dentre os quais, sua capacidade de: PÁGINA: 21 de 463

28 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 2012, a Eletrobras havia provisionado o valor total consolidado de, aproximadamente, R$5.556 milhões relativamente aos processos em que é parte, dos quais R$636 milhões estavam relacionados a processos fiscais, R$3.780 milhões estavam relacionados a processos cíveis e R$139 milhões estavam relacionados a processos trabalhistas. PÁGINA: 22 de 463

29 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, não concordaram em aceitar a citação processual nos Estados Unidos. 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 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 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 2012, 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: Os critérios estabelecidos pelo COSO (Committee of Sponsoring Organizations of the PÁGINA: 23 de 463

30 4.1 - Descrição dos fatores de risco Treadway Commission) como base para elaboração dos relatórios financeiros, incluindo: deficiências dos controles internos que não foram remediadas no período adequado; ausência de processos adequadamente implementados para avaliação de riscos visando garantir que controles efetivos que detectariam e evitariam erros materiais nas demonstrações financeiras foram adequadamente desenvolvidos e implementados, com base nos riscos conhecidos pela Eletrobras; ausência de controles de tecnologia da informação efetivos, incluindo aquelas relacionadas à segregação de função, segurança, concessão e monitoramento de acesso para os programas e dados financeiros; Os processos de monitoramento e aprovação referentes às ao registro de lançamentos contábeis recorrentes e não recorrentes; 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; A precisão e completude, bem como a revisão e monitoramento, dos planos de previdência complementar (planos de aposentadoria) patrocinados pela Companhia; O cálculo do impairment de ativos. Particularmente, não há evidências sobre a análise das informações financeiras utilizadas para tal cálculo; e A revisão e monitoramento adequados com relação à divulgação de informações e à preparação de demonstrações financeiras 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 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 oito 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 PÁGINA: 24 de 463

31 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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 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 ou, no caso não haja lucro, sempre que houver reserva de capital. Dessa forma, caso o lucro líquido seja negativo ou as reservas de capital sejam insuficientes 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 podem 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. PÁGINA: 25 de 463

32 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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 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 afetaram 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 2012, as usinas Angra 1 e Angra 2, da Eletrobras Eletronuclear, possuíam seguro no valor total de US$ 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. PÁGINA: 26 de 463

33 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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 passou, mesmo antes do 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 12,1% 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 7.5% para as empresas de distribuição de energia. Tendo em vista que os indicadores macroeconômicos do Brasil melhoraram recententemente, o novo WACC poderia implicar em custos reduzidos de energia, enquanto outros custos permaneceriam estáveis. Assim, as subsidiárias de distribuição de energia elétrica da Eletrobras poderão incorrer em perdas, e poderão continuar a afetar negativamente sua situação financeira e seus resultados. 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 PÁGINA: 27 de 463

34 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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 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, 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; PÁGINA: 28 de 463

35 4.1 - Descrição dos fatores de risco aumentos das perdas de eletricidade, incluindo perdas técnicas e comerciais; atrasos na construção e na operação, ou aumentos nos custos previstos; e indisponibilidade de financiamento adequado. Por exemplo, passamos por paralisações de mão de obra durante a construção das usinas hidrelétricas de Jirau, Santo Antônio e Belo Monte. A Eletrobras não possui cobertura de seguros para alguns destes riscos, especialmente aqueles advindos de condições meteorológicas. Adicionalmente, a 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 Possibilidade da Lei nº , de 15 de março de 2004, conforme alterada ( Nova Lei do Setor Elétrico ) ser declarada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal. 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 poderá não recuperar o valor integral de seu PÁGINA: 29 de 463

36 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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. 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, 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 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 atende ao interesse público. Em 31 de dezembro de 2012, 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 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 PÁGINA: 30 de 463

37 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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 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. 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, PÁGINA: 31 de 463

38 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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: 32 de 463

39 4.2 - Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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 poderá pleitear, até 31 de dezembro de 2013, 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 um aumento de suas receitas no ano de 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. Apesar das limitações a ela impostas à captação de recursos, a Eletrobras pretende obter o aval da União Federal para a realização de operações de financiamento, bem como concentrar essas operações em bancos federais tais como a CEF e o BNDES, o que permitirá um custo de captação menor do que o das linhas tradicionais de financiamento. A cobertura de seguros da Eletrobras pode ser insuficiente para cobrir potenciais perdas. De forma a unificar e tornar mais simples e eficaz o processo de contratação de seguros pelas empresas Eletrobras, foi concluído um projeto para a elaboração de uma política única para contratação de seguros. Com base em estudos que buscaram determinar quais os riscos seguráveis mais relevantes aos quais as empresas do grupo Eletrobras estão expostas, esta política tem, como principais objetivos, estabelecer de forma centralizada as diretrizes necessárias à administração dos riscos de perdas acidentais e o alinhamento de tais diretrizes (segregadas por ramo de atividade), evitando a adoção de diferentes critérios e/ou conceitos na determinação dos programas de seguros a serem contratados. Com a elaboração e implementação desta política, a Eletrobras busca garantir a eficiência do processo de contração de seguros em suas empresas, reduzindo seus custos e se certificando de que todas as unidades e equipamentos do grupo estejam segurados. As empresas de distribuição da Eletrobras operam sob condições de mercado desafiadoras e historicamente, em termos agregados, têm incorrido em perdas. No início do ano de 2011, a Eletrobras obteve um empréstimo junto ao Banco Mundial no valor de US$ 495 milhões, a serem destinados ao Projeto Energia +, ou Eletrobras Distribution Rehabilitation Project (título dado pelo Banco Mundial), cujo objetivo principal é o de melhorar a qualidade dos serviços prestados e contribuir para o alcance e manutenção do equilíbrio econômico-financeiro das Empresas de Distribuição da Eletrobras. Com os recursos financiados pelo Banco Mundial, o projeto foi estendido para as demais empresas de distribuição, e foram realizadas ações de cunho tecnológico e alicerçado em telemedição de unidades consumidoras com grande representação no faturamento de cada uma das empresas do segmento de distribuição. A Eletrobras esperava propiciar a redução das perdas e contribuir para a blindagem PÁGINA: 33 de 463

40 4.2 - Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco de aproximadamente 64% da receita operacional das empresas de distribuição, de modo a reduzir os riscos atrelados aos negócios de distribuição da Eletrobras. Em 2012, enquanto o mercado brasileiro obteve um aumento médio de consumo de 3,5% na área de distribuição, o mercado das distribuidoras da Eletrobras cresceu cerca de 12,1%. Adicionalmente, de 2011 para 2012, o índice total de inadimplência foi reduzido de 18,9% para 17,6%. Registramos o êxito das ações de fiscalização e de regularização de unidades consumidoras, com a cobrança da energia deixada de faturar em anos anteriores, bem como melhorias no processo de faturamento. As perdas globais apresentaram redução de 34,28% em 2011 para 31,01% em As principais ações que levaram a este resultado foram: a realização de inspeção e de regularização de unidades consumidoras ( UC ), melhorias no processo de faturamento e o recadastramento da carga de iluminação pública. Foram regularizadas 194 mil UC, agregando ao faturamento aproximadamente 850 GWh. Somada a isso, a adequação da estrutura de retaguarda, com vistas à correta apuração e à cobrança da energia não faturada, proporcionou a conclusão de 72 mil processos de irregularidade de medição, com uma recuperação de cerca de 340 GWh. Com o aprimoramento do processo de crítica das leituras e reorganização do processo de faturamento, medida esta de baixo custo e de alta eficácia, contabilizou-se um incremento de energia faturada de 292 GWh no ano de Quanto ao recadastramento de iluminação pública, foram contratadas empresas especializadas a partir de setembro. Até o encerramento do exercício de 2012, cerca de 20% dos pontos foram recadastrados, o que permitiu acrescentar 32 GWh ao faturamento. Projeta-se a conclusão desta ação para o fim de Para o exercício de 2013 estão previstos quatro projetos com financiamento do Banco Mundial visando à implantação de infraestrutura avançada para telemedição e monitoramento de UC e para blindagem da rede. O investimento total previsto para estes projetos é de cerca de R$609 milhões. 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 Eletrobras busca continuamente a expansão de seus negócios por meio da construção de novos empreendimentos e atualmente participa ou realiza estudos para participação em diversos projetos, sobretudo no que se refere às atividades de geração e transmissão. No âmbito das atividades de geração, a Eletrobras detém a concessão/autorização para a construção de novos empreendimentos, obtida via autorizações/licitações/leilões, de cerca de MW, com participação direta, e de cerca de MW em parceria com agentes privados por meio de SPEs, sendo a participação da Eletrobras nessas parcerias equivalente a aproximadamente MW, totalizando cerca de MW de capacidade instalada da Eletrobras previstos para iniciar operação até Além dos empreendimentos eólicos e hidrelétricos, a Eletrobras tem os seguintes projetos próprios em implantação: a usina solar Megawatt Solar, com 1 MW, a usina nuclear Angra 3, com MW e está iniciando a construção da UTE Mauá 3 em Manaus, a ser operada com gás natural, com capacidade instalada prevista de 590 MW. A Eletrobras, além das usinas já concedidas/autorizadas, desenvolve estudos de projetos de usinas hidrelétricas, diretamente ou em parceria, que somam cerca de MW de capacidade instalada de geração. Desse montante, cerca de MW são de projetos indicativos que constam na expansão da oferta do Plano Decenal de Expansão de Energia 2021 ( PDE 2021 ), elaborado pela EPE/MME, o que equivale a 57% da capacidade de todas as hidrelétricas indicativas constantes no PDE Com a concessão da licença de construção em 31 de maio de 2010 pela Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN), as obras da usina Nuclear Angra 3 foram reiniciadas em Angra 3 será a terceira usina da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto e terá uma potência bruta elétrica de MWe, podendo gerar cerca de 10,9 milhões de MWh por ano - energia equivalente ao consumo das cidades de Brasília e Belo Horizonte por um ano. Em 2011, a capacidade instalada da PÁGINA: 34 de 463

41 4.2 - Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco Eletrobras foi acrescida em 193 MW, todos provenientes de fontes limpas e renováveis, sendo que, desse total, 66% corresponderam à energia com matriz hidrelétrica e 34%, eólica ou solar. Em 2012, a capacidade instalada da Eletrobras foi acrescida em 712 MW, dos quais 681 MW, ou 95,6%, foram provenientes de fontes limpas e renováveis, com matriz hidrelétrica e eólica. Já no que se refere às atividades de transmissão, durante o ano de 2010, as empresas do Sistema Eletrobras participaram dos três leilões de transmissão, promovidos pela ANEEL, competindo com investidores nacionais e internacionais e obtendo sucesso significativo ao arrematar 10 dos 20 lotes leiloados, compreendendo um total de 519 km de linhas de transmissão, que representam cerca de 34% do total ofertado (1.511 km). Em 2011, com empreendimentos próprios e por meio de SPEs, entraram em operação novas linhas de transmissão representando um acréscimo de 527 km aos números existentes em Em 2012, com empreendimentos próprios e por meio de SPEs, entraram em operação novas linhas de transmissão representando um acréscimo de 880 km aos números existentes em 31 de dezembro de Além disso, durante o ano de 2012, as empresas do Sistema Eletrobras participaram dos quatro leilões de transmissão, arrematando nove dos 23 lotes leiloados, compreendendo um total de 2.181,2 km de linhas de transmissão, representando cerca de 30% do total ofertado (7.234,8 km). A operacionalização desses empreendimentos propiciará ao Sistema Eletrobras, Receitas Anuais Permitidas (RAP) de cerca de R$63,43 milhões, correspondentes a empreendimentos próprios. Destaca-se também, a participação nos leilões acima, das Empresas Eletrobras em parceria com empreendedores privados, que propiciará uma RAP proporcional à participação societária no montante aproximado de R$78,26 milhões. A Eletrobras não possui um histórico estabelecido de elaboração das demonstrações financeiras em IFRS e falta expertise interna profunda sobre o IFRS. A fim de corrigir as deficiências referentes à elaboração dos demonstrativos financeiros da Eletrobras no padrão IFRS, algumas iniciativas já se encontram em curso, dentre elas o treinamento dos profissionais envolvidos com o tema (técnicos e gerentes) pore meio de cursos ministrados por empresa especializada. No entanto, a Eletrobras entende que ainda existem obstáculos no que tange esta questão, tais como a dificuldade na retenção de profissionais que detenham esta expertise. 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 podem ser adversamente afetadas. A Eletrobras vem buscando aprimorar seu ambiente de controles internos, visando apresentar a eficácia do processo de gestão de riscos e atender às exigências da Lei Sarbanes-Oxley. Em 2012, em face à complexidade e aos riscos relacionados à implantação dos planos de ação para remediação das deficiências apontadas pelo auditor independente, foi constituído o Programa de Remediação das Deficiências nos Controles Internos, para coordenar e monitorar todas as atividades críticas para o processo de certificação. Com este programa, a Eletrobras espera melhorar o seu ambiente de controles internos, através da redução das fraquezas materiais existentes, bem como demonstrar o engajamento de sua direção com as melhores práticas de gestão. Dada a importância das ações previstas, o programa e suas estruturas passarão a serem permanentes a partir de Expansão Internacional Historicamente, a Eletrobras tem concentrado suas atividades apenas no mercado nacional brasileiro. Entretanto, para que possa alcançar crescimento sustentável, busca identificar e selecionar oportunidades de crescimento nos mercados internacionais. A expansão internacional da Eletrobras terá como alvo prioritário os negócios onde já desenvolveu competência mais destacada: geração hidrelétrica e transmissão. Apesar de a Eletrobras não estar sujeita atualmente a riscos relacionados a países estrangeiros, caso os projetos internacionais atualmente em avaliação pela Eletrobras (dentre os quais se PÁGINA: 35 de 463

42 4.2 - Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco destacam Peru, Moçambique, Nicarágua e Uruguai) sejam levados adiante, a Eletrobras passará a estar exposta aos riscos inerentes aos países em que tais projetos venham a ser desenvolvidos. PÁGINA: 36 de 463

43 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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, na capacidade financeira ou nos 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 a 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/ /12/2011 CIRCULANTE Trabalhistas Tributárias 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 relevantes, que, a critério da administração, sejam julgadas de relevância para o pleno entendimento de tais demonstrações financeiras. 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 ( ) ( ) Pagamentos (1.579) ( ) PÁGINA: 37 de 463

44 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Saldo em 31/12/ Constituição de provisões Reversão de provisões ( ) ( ) 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 2011, 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, 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 PÁGINA: 38 de 463

45 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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. 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. (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 PÁGINA: 39 de 463

46 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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. Nesse julgamento, o STJ reduziu substancialmente a condenação em honorários. As partes ainda não foram intimadas dessas decisões, contra as quais ainda há possibilidade de apresentação de recursos. Em 30/09/2012 aguardava-se, ainda, a intimação das partes quanto as decisões proferidas pelo STJ. 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 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 PÁGINA: 40 de 463

47 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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 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, situação que permanecia em 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$723,3 milhões. Considerando o andamento do processo e todos os julgamentos aos recursos até então apresentados, a administração da Eletrobras Chesf, fundamentada na opinião de seus consultores jurídicos revisou seus cálculos que levaram em conta a suspensão do pagamento das parcelas relativas ao Fator K e suas respectivas atualizações monetárias, elevando a provisão atualmente constituída, no Passivo Não Circulante, para o montante de R$ 723,3 milhões em 31/12/2012, 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 PÁGINA: 41 de 463

48 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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 31/12/2012, 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. (iv) Ação Judicial Cível Processo n a) juízo 5ª Vara Federal da Seção Judiciária de Pernambuco b) instância 1ª 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 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. Na Justiça Federal, o processo foi distribuído à 5ª Vara Federal, tendo o Juiz proferido decisão indeferindo o pedido da União para intervir no feito, e consequentemente determinou a remessa dos autos à Justiça Comum Estadual. O processo está em fase de apresentação de recurso pela União. 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 463

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 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$ 100,000 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 Chesf pela Associação Comunitária do Povoado do Cabeço e Saramém, à qual foi atribuído o valor de R$100,0 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 destes para a junta de peritos por ele designada por meio PÁGINA: 43 de 463

50 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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 31/12/2012, a situação anteriormente informada permanecia inalterada. Entretanto, 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. 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 provisão. (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 PÁGINA: 44 de 463

51 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes contrarrazões pela Chesf, estando pendente de apreciação a remessa para o TRF 1.ª Região 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. (vi) 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, encontra-se 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$87,0 milhões (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 PÁGINA: 45 de 463

52 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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 31/12/2012, essa decisão encontrava-se no prazo recursal. 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 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 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 PÁGINA: 46 de 463

53 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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$721,5 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$2,6 milhões, valor este provisionado pela Ceal, e avaliada pelos seus consultores jurídicos como perda provável limitada à data base. g) chance de perda Provável h) impacto em caso de perda A Eletrobras não acredita que uma decisão desfavorável impactaria de forma significativa a capacidade financeira ou patrimonial da Eletrobras, ou seus negócios. i) valor provisionado R$ 3,6 milhões. PÁGINA: 47 de 463

54 4.4 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 Em 31 de dezembro de 2012, não havia processos judiciais, administrativos ou arbitrais, que não estejam sob sigilo, em que a Eletrobras ou suas controladas sejam parte e cujas partes contrárias sejam administradores ou ex-administradores, controladores ou ex-controladores ou investidores da Eletrobras ou de suas controladas. PÁGINA: 48 de 463

55 4.5 - Processos sigilosos relevantes Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 Em 31 de dezembro de 2012, a Eletrobras e suas controladas não eram partes em processos sigilosos relevantes. PÁGINA: 49 de 463

56 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 Em 31 de dezembro de 2012, 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$6.388,9 milhões. b) valor provisionado, se houver R$1.085,1 milhões. O motivo da diminuição do valor provisionado é a redução do valor de mercado das ações que servem de base para seu cálculo. c) prática do emissor ou de sua controlada que causou tal contingência 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 2012, cerca de ações judiciais com esse objeto tramitando em diversas instâncias e a administração da Eletrobras, amparada na avaliação de seus consultores jurídicos, estima entre seis a oito anos, o prazo médio para a solução definitiva dos processos em curso. Desse total, 722 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 340 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 qual o STJ afetou um processo para julgar na forma da lei de PÁGINA: 50 de 463

57 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto 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$397 milhões b) valor provisionado, se houver R$397 milhões. 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 UHE de Balbina e as ações indenizatórias da Cetenco S/A. BALBINA Sobre as ações da Usina Hidrelétrica de Balbina, é necessário relatar que se encontram, na maioria, em fase de execução e cumprimento de sentença, sendo que, conforme determinação judicial, a Eletronorte vem depositando o s 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 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 Eletronorte, considerados por eles como ínfimos, judicializou-se a questão vindo a 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. A Eletronorte recorreu ao Superior Tribunal de Justiça, no que aguarda julgamento. Concomitantemente, o Ministério Público Federal do Amazonas 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 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, nenhum valor foi - até então - pago judicialmente, estando os valores PÁGINA: 51 de 463

58 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto depositados retidos por força da sentença de primeira instância ou por aplicação do art. 34, parágrafo único do DL 3365/41. Recentemente, em 03/08/2012, a 3ª Vara Federal do Amazonas, após manifestação da 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 Eletronorte não poderão ser levantados pelos expropriados até o transito em julgado da ação civil pública supramencionada. O estágio atual deste processo é a citação dos expropriados para oferecimento de contestação. CETENCO A Cetenco realizou contrato de prestação de serviços e obras para a construção das linhas de transmissão do sistema associado à UHE Tucuruí. Entretanto, os pagamentos da Eletronorte ocorreram com atraso e sem o pagamento da correção. A Cetenco alegou que sofreu grande dano financeiro, posto que, além de pagar as faturas com atraso sem a correção, a constante alta inflação da época fez com que os valores pagos se tornassem pagamentos singelos. Ainda que o processo já esteja em fase de execução, houve modificação da competência para Justiça Federal, com o ingresso da União na lide. Como a Eletronorte defende que a correção monetária seria aplicada após a propositura da ação, o valor da condenação pode ser reduzido. Na execução nº foi determinada a continuidade da execução pelo artigo 730 CPC. A Cetenco recorreu, no entanto, fora do prazo, e o recurso foi rejeitado. Assim, aguardase a devolução do laudo pericial pelo perito judicial. PÁGINA: 52 de 463

59 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Ações Tributárias: Controlada Eletrobras Furnas (i) Ações Tributárias Autos de infração FINSOCIAL, COFINS e PASEP a) valores envolvidos R$246,2 milhões b) valor provisionado, se houver R$246,2 milhões c) prática do emissor ou de sua controlada que causou tal contingência Controlada Eletrobras Distribuição Rondônia (ii) Ações Tributárias Autos de Infração referentes ao recolhimento de ICMS a) valores R$837,1 milhões. envolvidos b) valor provisionado, se houver c) prática do emissor ou de sua controlada que causou tal contingência Trata-se de autos de infração lavrados contra a Eletrobras Furnas em 03 de maio de 2001, relativos ao FINSOCIAL, COFINS e PASEP, no montante histórico de R$ ,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 A Eletrobras Furnas, baseada na divulgação das últimas decisões da Receita Federal, constituiu provisão para riscos fiscais, no valor de R$246,2 milhões. R$12,9 milhões. O aumento do valor provisionado em relação ao ano anterior é decorrente de correção monetária dos valores envolvidos. A Companhia em exercícios anteriores sofreu processo de fiscalização por parte da Coordenadoria da Receita Estadual, da Secretaria de Finanças do Estado de Rondônia, referente aos procedimentos fiscais adotados no registro e apuração do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços ICMS, relativo ao período de janeiro de 1998 a dezembro de 2008, passando o valor global para R$837,1 milhões, cujo detalhamento está demonstrado a seguir. Período entre 1998 e 2009 (em R$ mil) Quant. Origem Autuação Imposto Multa Juros Atualização Total 2 Diferencial de Dez/03 alíquota Créditos da Dez/03 aquisição de óleo Cancelamentos Dez/03 de fatura Energia Elétrica Diferimento PIE Eletrobras Dez/03 Eletronorte Cancelamento Dez/08 de fatura Estorno de Dez/08 créditos nas PÁGINA: 53 de 463

60 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto GIAM s Estorno de óleo diesel 2004 a 2008 Dez/ Total dos autos Considerando o estágio dos processos e os recursos apresentados, em 31 de dezembro de 2012, as posições dos julgamentos são as seguintes: 08 processos, no montante de R$363,9 milhões, aguardando decisão de segunda instância; 13 processos, no montante de R$473,2 milhões, com decisão final desfavorável à Companhia processos objeto de ação judicial em curso, definidos pela Administração como Possível. Ações Trabalhistas: Controlada Eletrobras Furnas (i) Tendo em vista o grau dos recursos apresentados, os trâmites a serem seguidos, e ainda a expectativa favorável quanto ao seu desfecho, a Administração da Companhia, suportada por parecer de seus assessores jurídicos, bem como em conformidade com os preceitos da Deliberação CVM nº. 489/2005 entende não ser necessária a constituição de provisão para fazer face às eventuais contingências, exceto para o item discriminado a seguir: - Diferencial de alíquota do ICMS, no período de 2001 e 2002, objeto dos Autos de Infração nº e , no montante de R$12,9 milhões, atualizado até 31 de dezembro de Ações Trabalhistas Periculosidade Diversas ações judiciais, nas quais são pleiteadas o adicional de periculosidade. a) valores envolvidos R$68,0 milhões b) valor provisionado, se houver R$41 milhões c) prática do emissor ou de sua controlada que causou tal contingência Controlada Eletrobras Eletronorte: (ii) Nosso entendimento é que deva ser concedido o percentual integral e não proporcional a todos os empregados que prestam serviços em atividades sujeitas ao risco elétrico. Ações Trabalhistas Ações relativas à adicional de periculosidade, Planos Econômicos, horas extras, cálculo de multa de FGTS e alinhamento de curva salarial. a) valores envolvidos R$ 301 milhões. b) valor provisionado, se houver R$ 301 milhões. 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. PÁGINA: 54 de 463

61 4.7 - Outras contingências relevantes Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 Apesar de não ser parte direta, nossa controlada ESBR Participações está sujeita à Ação Direta de Inconstitucionalidade movida pelo Procurador Geral de Justiça de Rondônia contra o Convênio ICMS nº 47/2011 e a Lei RO nº 2.538/11, que autorizam o Estado de Rondônia a dispensar o ICMS devido nas importações de máquinas, aparelhos e equipamentos industriais, suas partes e peças, sem similar no país. Os efeitos do Convênio ICMS nº 47/2011 e da Lei RO nº 2.538/11 encontram-se suspensos por força de medida liminar concedida pelo Presidente do Tribunal de Justiça do Estado de Rondônia. Assim, a questão permanece sob avaliação da Administração da Controlada, que nas informações financeiras referentes ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, procedeu ao provisionamento do valor de R$205,0 milhões, referente ao diferencial de alíquota e R$72,3 milhões referente ao ICMS sobre importação, gerados entre 27 de abril de 2011 e a data da promulgação do decreto nº do Estado de Rondônia, que anulou o benefício. Adicionalmente, a Eletrobras é signatária 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, Instittuto 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 Assistencia Médica, Silo Cultural de Paraty, Marinha do Brasil, Instituto Histórico e Artistico 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 (ii) 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. Termo de Ajustamento de Conduta celebrado em 13 de abril de Eletrobras CGTEE PÁGINA: 55 de 463

62 4.7 - Outras contingências relevantes 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 i) 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. j) Data da celebração 13/04/2011 k) 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. l) Obrigações assumidas O TAC prevê 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. m) Prazo, se houver Prazo de validade do TAC é 31/08/2014, observado que para cada conduta a ser adotada, é definido um prazo específico no TAC para a sua implementação. PÁGINA: 56 de 463

63 4.7 - Outras contingências relevantes n) 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; 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; entrada em operação automatizada do Sistema de Recirculação de Efluentes Líquidos; Pagamento de multas conforme previsto no TAC. o) Consequências em caso de descumprimento 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 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. p) Outras observações - PÁGINA: 57 de 463

64 4.8 - Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 Não aplicável, pois temos sede no Brasil e nossos valores mobiliários são todos custodiados neste país. PÁGINA: 58 de 463

65 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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. Historicamente, a moeda brasileira sofreu frequentes desvalorizações. 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 2012, a taxa de câmbio entre o real e o dólar era de R$ 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 2012, aproximadamente 38,93% da dívida total consolidada da Eletrobras, ou seja, R$ milhões, havia sido estipulado em moeda estrangeira. Desta dívida expressa em moeda estrangeira, R$ milhões, ou aproximadamente 38,28% da dívida total, haviam sido estipulados em Dólares, e aproximadamente R$9.419 milhões, ou aproximadamente 48,73% da dívida em moeda estrangeira, referiam-se à dívida de Itaipu. Risco de taxa de juros e taxa Libor Esse risco está associado à possibilidade da Eletrobras contabilizar perdas em razão de oscilações das taxas de juros de mercado, impactando seus resultados pela elevação das despesas financeiras relativas a contratos de captação externa, principalmente referenciados à taxa Libor. A taxa Libor é a London Interbank Offered Rate, que corresponde à média das taxas de juros pelas quais os bancos captam recursos no mercado interbancário de Londres. É, portanto, uma taxa flutuante, a qual é publicada diariamente pela British Banker s Association (BBA) após as 11hs no horário de Londres. Em 2005, a Eletrobras realizou uma captação no valor de US$ 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. No período de , a Libor média foi de 4,19% ao ano, sendo que a taxa já atingiu cerca de 8,8% ao ano no início da década de 90. Em 31 de dezembro de 2012, a Libor correspondia a 0,508% ao ano. PÁGINA: 59 de 463

66 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado Risco de commodities A controlada 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 negativo em 2011 de R$124,8 milhões e de R$55,2 milhões positivo em 2010 e a posição patrimonial apresentada é ativa em R$377,0 milhões em 2011 e R$580,2 milhões em Em 2012, o impacto no resultado foi positivo em R$133,8 milhões e a posição patrimonial apresentada era ativa em R$472,4 milhões em 31 de dezembro de 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. PÁGINA: 60 de 463

67 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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. Risco de Taxa de Juros A Eletrobras é objeto de exposições à taxa de juros Libor, relativas a contratos de captação PÁGINA: 61 de 463

68 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado 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. 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 PÁGINA: 62 de 463

69 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado 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 passa a abranger, 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. 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 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. PÁGINA: 63 de 463

70 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. PÁGINA: 64 de 463

71 5.3 - Alterações significativas nos principais riscos de mercado Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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 PÁGINA: 65 de 463

72 5.4 - Outras informações relevantes Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. PÁGINA: 66 de 463

73 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: 67 de 463

74 6.3 - Breve histórico Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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 2012, capacidade instalada para a produção de MW ( MW em 31 de dezembro de 2011), incluindo metade da potência da usina de Itaipu pertencente ao Brasil, e aproximadamente 55 mil km de linhas de transmissão (aproximadamente 60 mil km em 31 de dezembro de 2011). 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). Atualmente, a Eletrobras controla diretamente 12 subsidiárias Amazonas Energia AME, PÁGINA: 68 de 463

75 6.3 - Breve histórico 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 SPE Norte Energia S.A. Adicionalmente, a Eletrobras possui o maior centro de pesquisas do Hemisfério Sul, o Centro de Pesquisa de Energia Elétrica - Cepel. PÁGINA: 69 de 463

76 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 Exercício Social de 2010: Aumento de Capital da CTEEP Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista a) evento Aumento de capital mediante subscrição de ações. b) principais condições do negócio Subscrição de ações na CTEEP, no valor de R$24,9 milhões, com o objetivo de manter a participação da Eletrobras. c) sociedades envolvidas CTEEP 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 operação Participação da Eletrobras correspondente a 35,33% do capital social. Inicial: Eletrobras detinha 35,29% do capital social da CTEEP. Final: A Eletrobras passou a deter 35,33% do capital social da CTEEP. Participação na UHE Belo Monte a) evento Participação b) principais condições do negócio Participação na Norte Energia S.A. com o objetivo de implantar, operar, manter e explorar a Usina Hidroelétrica de Belo Monte, no rio Xingu. c) sociedades envolvidas Eletrobras e demais sócios da Norte 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 Eletrobras é possuidora de ações do capital social da Norte Energia S.A, representando 15% do seu capital social. Não se alterou. Participação na Eólica Mangue Seco 2 a) evento Participação b) principais condições do negócio Participação na Eólica Mangue Seco 2 Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. com o objetivo de construir, instalar, implantar, explorar e manter a central geradora eólica denominada Usina de Mangue Seco 2. c) sociedades envolvidas Petróleo Brasileiro S.A. Petrobras 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 operação A Eletrobras é possuidora de ações emitidas pela Eólica Mangue Seco 2, representativas de 49% do seu capital social. Não se alterou. Participação na CHC a) evento Participação acionária a partir de 05/03/2010 PÁGINA: 70 de 463

77 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas b) principais condições do negócio Participação da Eletrobras na Centrales Hidroelectricas de Centro América S.A. (CHC), sociedade constituída na república do Panamá, com o objetivo da elaboração e desenvolvimento dos estudos de viabilidade e do projeto básico para a construção da UHE de Tumarin, na Nicarágua. O Projeto encontrase em fase inicial dos estudos de viabilidade, contando com a participação da Construtora Queiróz Galvão S.A. em seu capital social, além da própria Eletrobras. A Eletrobras detém ações do capital social da CHC. c) sociedades envolvidas Construtora Queiróz Galvão e Eletrobras 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 Eletrobras detém ações do capital social da CHC, representando 50% do seu capital social. Não se alterou Associação com o Governo do Estado de Goiás na Companhia Celg de Participações - Celgpar a) evento Associação b) principais condições do negócio Associação com o Governo do Estado de Goiás. De forma a garantir o suprimento eficiente e adequado à demanda de energia elétrica daquele estado, foi contraído empréstimo junto à Caixa Econômica Federal, visando aportar, a partir de novembro de 2010, os referidos recursos na Celgpar e suas subsidiárias, sob a forma de liquidação dívidas do Estado junto à Celgpar e suas subsidiárias e de aumento de seu capital social. A Eletrobras celebrou um Protocolo de Intenções com o Estado de Goiás e a Celgpar em 10 de agosto de 2010, estabelecendo as bases para a implementação de uma associação visando a gestão compartilhada da Celgpar e de suas subsidiárias, a ser formalizada por meio de acordo de acionistas. A implementação da referida gestão compartilhada, com a introdução de novas práticas de governança corporativa na Celgpar e suas subsidiárias, dar-se-á a partir da liberação da 1ª parcela do financiamento ao Governo de Goiás e, além de viabilizar o equilíbrio econômico financeiro, a qualidade dos serviços e a modicidade tarifária para o consumidor, também terá como objetivo: (i) A recuperação econômica e financeira da Celgpar e suas subsidiárias; (ii) Adoção de um modelo de gestão adequado de modo a melhorar gradativamente os serviços prestados pela Celgpar; e (iii) A melhoria na estrutura de Capital da Celgpar e de suas subsidiárias, com vistas ao PÁGINA: 71 de 463

78 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas 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 Exercício Social de 2011: reequilíbrio de seu endividamento e redução do custo de capital. A Eletrobras detém créditos junto à Celg D que no futuro poderão ser capitalizados na Celgpar, em combinação com uma das tranches da capitalização que vier a ser realizada pelo Estado de Goiás, de modo que a referida capitalização poderia aumentar a participação da Eletrobras na Celg em torno 6%. Adicionalmente, garantiu-se à Eletrobras o direito de vender, até 2015, a totalidade ou parte de sua participação acionária na Celgpar ao Estado de Goiás, o qual estará obrigado a adquirir a referida participação, a ser avaliada segundo critérios da lei das Sociedades Anônimas, sendo garantido à Eletrobras, no mínimo, o valor por ela investido acrescido da variação da taxa SELIC. Dando continuidade ao processos, em 24 de abril de 2012, a Eletrobras e o Governo de Goiás firmaram, junto à Celgpar, um acordo de acionistas e um acordo de gestão, com o objetivo de possibilitar que a Eletrobras assuma a gestão executiva da Celg D através da sua representação majoritária no Conselho de Administração desta distribuidora. A assinatura destes acordos era condição de liberação de uma parcela do empréstimo captado pelo Governo de Goiás junto à Caixa Econômica Federal, correspondente a R$1,3 bilhão, que será utilizada para o pagamento de dívidas de ICMS, empréstimos bancários e encargos setoriais. Após a conclusão do processo de fechamento de capital da Celgpar, a Eletrobras assumirá o controle acionário da Celg D mediante aquisição de 51,0% das ações com direito a voto desta companhia. Em maio de 2013, o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) aprovou, sem restrições, o negócio que prevê uma operação de compra, pela Eletrobras, de 51% das ações ordinárias com direito de voto de emissão da Celg D, de propriedade Celgpar. Aquisição, pela Eletrobras Eletrosul, da Artemis Transmissora de Energia S/A e da Uirapuru PÁGINA: 72 de 463

79 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas 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 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 PÁGINA: 73 de 463

80 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas 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 do capital social da 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. Exercício Social 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 prevê que a Eletrobras assuma o controle da CEA, por meio da aquisição do PÁGINA: 74 de 463

81 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas controle acionário da companhia. A Eletrobras e o Governo do Estado do Amapá celebrarão 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, prevê uma operação de compra, pela Eletrobras, do controle acionário daquela empresa. Para isto, a Eletrobras assumirá, 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 serão posteriormente substituídos por profissionais contratados no mercado. Neste processo o Governo do Estado do Amapá receberá 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 será encaminhado à aprovação da ANEEL. A concretização da referida operação depende de diversas autorizações e iniciativas em diferentes esferas, motivo pelo qual não podia, ser detalhada mais profundamente em 31 de dezembro de 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 prevê que a Eletrobras poderá assumir o controle da CERR, por meio da aquisição do controle acionário da companhia. A Eletrobras e o Governo do Estado de Roraima celebrarão inicialmente um Acordo de Acionistas e um Acordo de Gestão, respeitadas as autorizações necessárias, visando à recuperação econômico-financeira da CERR PÁGINA: 75 de 463

82 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas que, após implementação de todos os seus termos, prevê uma operação de compra, pela Eletrobras, do controle acionário daquela empresa. Para isto, a Eletrobras assumirá, 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 serão posteriormente substituídos por profissionais contratados no mercado. Neste processo o Governo do Estado de Roraima deverá 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 será encaminhado à aprovação da ANEEL. A concretização da referida operação depende de diversas autorizações e iniciativas em diferentes esferas, motivo pelo qual não podia, ser detalhada mais profundamente em 31 de dezembro de 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 PÁGINA: 76 de 463

83 6.6 - Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 Não houve pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial da Companhia. PÁGINA: 77 de 463

84 6.7 - Outras informações relevantes Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. PÁGINA: 78 de 463

85 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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 2012, a Eletrobras detinha aproximadamente 35% da capacidade instalada de geração de energia elétrica no Brasil (35,6% em 31 de dezembro de 2011). Por meio de suas subsidiárias, a Eletrobras também era responsável por aproximadamente 53% da capacidade instalada de transmissão acima de 230 kv no Brasil em 31 de dezembro de 2012 (53,1% em 31 de dezembro de 2011). 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 2012, 70,6%, 27,6% e 15,8% da receita líquida da Eletrobras 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: Melhorar a eficiência operacional. As atividades da Eletrobras têm sido focadas historicamente em suas operações no mercado brasileiro de geração, transmissão e distribuição de energia, bem como em seu papel anterior como financiador de terceiros, incluindo, historicamente, suas subsidiárias. A Eletrobras pretende reduzir seus custos operacionais por meio de uma série de medidas, que incluem (i) a implementação de um plano de incentivo ao desligamento voluntário de colaboradores e regulamentação de um plano de mobilidade dos mesmos, de forma a estimular o desenvolvimento de seus colaboradores, (ii) padronização de processos, sistemas de controle e gestão, inclusive para a operação e manutenção dos seus ativos; (iii) centralização de atividades administrativas e procedimentais; e (iv) aprovação de um procedimento licitatório simplificado. A Eletrobras acredita que todas estas medidas possibilitarão a otimização de seus custos e o aprimoramento da qualidade e segurança dos serviços prestados pela Companhia, sem prejuízo da qualidade e confiabilidade de seus serviços. Expandir seus negócios de forma sustentável e rentável. Em função da posição de liderança da Eletrobras no setor elétrico brasileiro, da escala de suas operações e da expertise de sua administração, a Eletrobras acredita estar em posição privilegiada para explorar as oportunidades de crescimento no setor elétrico no Brasil de forma sustentável. A Companhia acredita que existem oportunidades para promover seu crescimento por meio de sua participação: (i) em projetos de geração e transmissão no Brasil com parceiros estratégicos, que permitirão que a Eletrobras mantenha sua posição de liderança bem como assegure sua rentabilidade; e (ii) no desenvolvimento de projetos de geração e transmissão no exterior, para os quais a taxa de retorno seja superior àquelas obtidas no Brasil, principalmente nos segmentos de geração de energia com uso de fontes renováveis e intergração de sistemas elétricos; Aprimorar nosso modelo de negócios, governança e gestão. A Eletrobras pretende aprimorar seu modelo de negócios, governança corporativa e gestão por meio de um estudo visa a criação de PÁGINA: 79 de 463

86 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas um novo modelo integrado de negócios que se aplicável a todas as suas atividades. Tal estudo terá seu foco primordialmente nose seguintes tópicos: (i) reorganização do negócio de distribuição de energia; (ii) criação de subsidiárias para gerir investimentos em projetos de infraestrutura já em curso ou relativos a novos projetos, bem como análise de possíveis fusões e/ou operações que permitiriam à Companhia agregar ativos e unificar sua gestão; (iii) criação de centros de serviços compartilhados para capturar sinergias e ganhos de escala em todo o grupo Eletrobras; e (iv) criação de nova gestão para assuntos regulatórios. Além disto, as ações da Eletrobras são listadas no segmento Nível 1 da BM&FBOVESPA e na NYSE. Consequentemente, a Companhia é obrigada a cumprir diversos regulamentos, e acredita que, pelo cumprimento desses regulamentos, conseguirá manter elevados padrões de governança corporativa. Os atuais padrões de governança corporativa da Companhia estão incluídos no PAE, nos manuais de auditoria e administração, no regulamento interno do Conselho de Administração e Comitê de Auditoria e no Estatuto Social. A Companhia também 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 Companhia se esforça para continuar a ser uma empresa competitiva, que enfatiza a responsabilidade social e ambiental juntamente com o desenvolvimento e qualidade de vida para seus empregados. 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, além de ser a empresa por meio da qual é detida participação na Eletrobras Distribuição Roraima; 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 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 PÁGINA: 80 de 463

87 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Estado de Rondônia; Eletrobras CGTEE, que possui e opera usinas termelétricas na região sul do Brasil; e 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 2012 (a Companhia também detém participações minoritárias em 29 empresas de serviços públicos estaduais em todo o Brasil, que não estão indicadas neste organograma): Em 22 de fevereiro de 2008, o conselho de administração da subsidiária Eletrobras Eletrosul aprovou a aquisição de ações, ou 51% do total das ações, de emissão da Empresa de PÁGINA: 81 de 463

88 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Transmissão de Energia de Santa Catarina S.A. SC Energia, além de ações, ou 51% do total das ações, de emissão da Empresa de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. RS Energia, ambas com atividades de transmissão de energia elétrica. As aquisições foram aprovadas pela ANEEL por meio da Resolução Autorizativa n , de 18 de novembro de 2008, e a aquisição foi concluída em 11 de fevereiro de Esta aquisição representou um aumento da capacidade de transmissão da Eletrobras na região Sul do Brasil, por meio de 620km de linhas de transmissão (360km da SC Energia e 260km da RS Energia). Em 31 de janeiro de 2011, o conselho de administração da subsidiária Eletrobras Eletrosul aprovou a aquisição de 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., ambas com atividades de transmissão de energia elétrica. As aquisições foram aprovadas pela ANEEL por meio da Resolução Autorizativa n , de 29 de março de 2011 e foram concluídas em 11 de agosto de A incorporação da Artemis Transmissora de Energia S.A. foi aprovada pelos acionistas da subsidiária Eletrobras Eletrosul em 11 de janeiro de Adicionalmente, a Eletrobras celebrou protocolos de intenções visando a aquisição, mediante scertas condições, de participação majoritária em três sociedades nas quais já detém participação. Para maiores informações, vide item 6.5 deste Formulário de Referência. 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 PÁGINA: 82 de 463

89 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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; e (iii) a distribuição de energia elétrica para os consumidores finais. Para mais informações acerca das atividades da Companhia, vide item 7.3. deste Formulário de Referência. 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 2011 Total 2010 % do Total 2012 Segmento Geração , , ,57 Transmissão , , ,97 Distribuição , , ,99 Outros 164 0, , ,47 Total , , ,00 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 2011 Total 2010 % do Total 2012 Segmento Geração (6.017) 87, , ,63 Transmissão (1.384) 20, , ,69 Distribuição 35-0,51 (100) -2, ,19 Outros 487-7, , ,13 Total (6.879) 100, , ,00 PÁGINA: 83 de 463

90 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 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 70,6%, 64,7% e 68,6% do total de nossas receitas líquidas para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010, 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 2011, a Eletrobras possuía uma capacidade instalada de MW, comparado a 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) e MW em 31 de dezembro de 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 2015, 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 2012: PÁGINA: 84 de 463

91 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 2012, a Eletrobras detinha 39 usinas hidrelétricas em funcionamento, sem considerar Itaipu, 120 termelétricas (considerando as usinas da Eletrobras Amazonas Energia no sistema isolado), duas usinas nucleares e cinco usinas eólicas/solares. Entre as maiores e mais importantes usinas, destacam-se: 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), 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 89,6% e 90,7% de toda a energia gerada pela Eletrobras nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2012 e 2011, 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 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: PÁGINA: 85 de 463

92 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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. 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: PÁGINA: 86 de 463

93 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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 2012 correspondia a 42,6%. 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 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. PÁGINA: 87 de 463

94 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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 2012, a Eletrobras operava seus ativos de geração por meio das seguintes concessões ou autorizações concedidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ): 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 PÁGINA: 88 de 463

95 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Concessões/Autorizações Estado Tipo de Usina Capacidade Instalada (MW) Término da Concessão ou Autorização Início das atividades (ou previsão de início) 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 85,92 Indeterminado Dezembro de 1990 Serra do Navio (5)... Amapá Termelétrica 23,30 Maio de 2037 Novembro de 2008 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 Eletrobras (holding) Mangue Seco 2... Rio Grande do Norte Eólica 26,00 Julho de 2045 Setembro de 2011 Eletrobras Furnas Corumbá I... Goiás Hidrelétrica 375,00 Novembro de 2014 Abril de 1997 Serra da Mesa (4)... Goiás Hidrelétrica 1.275,00 Dezembro de 2042 (8) Abril de 1998 Eletrobras 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 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 3.150,00 Junho de 2043 Março de 2012 Itaipu (6) Itaipu Binacional... Paraná Hidrelétrica ,00 Não aplicável Março de 1985 PÁGINA: 89 de 463

96 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Concessões/Autorizações Estado Tipo de Usina Capacidade Instalada (MW) Término da Concessão ou Autorização Início das atividades (ou previsão de início) 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 Electron (TG)... Amazonas Termelétrica 121,10 Indeterminado Junho de 2005 Outras... Amazonas Termelétrica 439,00 Indeterminado - Eletrobras Distribuição Rondônia Rio Vermelho... Rondônia Pequena Central Hidrelétrica 2,60 Indeterminado Novembro de 1986 Usinas em Construção Simplício... Rio de Janeiro/ Minas Hidrelétrica 333,70 Agosto de 2041 Fevereiro de 2013 Gerais 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 Térmelétrica 589,61 Indeterminado Abril de 2014 Sociedade de Propósito Específico Jirau... Rondônia Hidrelétrica 3.750,00 Agosto de 2043 Abril de 2013 Belo Monte... Pará Hidrelétrica ,00 Agosto de 2045 Fevereiro de 2015 São Pedro do Lago... Bahia Eólica 30,00 Fevereiro de 2046 Janeiro de 2013 Pedra Branca... Bahia Eólica 28,80 Fevereiro de 2046 Janeiro de 2013 Sete Gameleiras... Bahia Eólica 30,00 Fevereiro de 2046 Janeiro de 2013 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 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%, 49,0%, 49,5%, 40,0% 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. Fonte: dados internos da Companhia. PÁGINA: 90 de 463

97 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Tipos de Usinas As usinas hidrelétricas responderam por 89,7% do total da energia gerada pela Eletrobras em 2012, comparado a 90,7% em 2011 e 91,0% em A Eletrobras também gera energia elétrica por meio de usinas termelétricas e eólicas. As usinas termelétricas responderam por 4,0% do total da energia gerada pela Eletrobras em 2012, comparado a 2,9% em 2011 e 2,8% em Por sua vez, as usinas nucleares representaram 6,3% do total de energia gerado pela Eletrobras em 2012, comparado a 6,4% em 2011 e 6,3% 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 2012, a Eletrobras possuía e operava 29 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%), 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 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 2012, 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 2012 e para o exercício então findo: Capacidade Instalada (1) Energia Assegurada (2) Início das Operações (MW) Usina hidrelétrica: Curuá-Una (3)... 30,3 24, Peixoto (Mascarenhas de Morais) ,0 295, Curemas... 35,2 1, PÁGINA: 91 de 463

98 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Capacidade Instalada (1) Energia Assegurada (2) Início das Operações (MW) Complexo Paulo Afonso e Moxotó , , Funil (Eletrobras Chesf)... 30,0 14, Eletrobras Furnas ,0 598, Araras... 4, Funil (Eletrobras Furnas) ,0 121, Estreito ,0 495, Boa Esperança ,0 143, Porto Colômbia ,0 185, Coaracy Nunes (3)... 78, Marimbondo ,0 726, Pedra... 20,0 6, Sobradinho ,0 531, Luiz Gonzaga ,0 959, Itumbiara , , Complexo Tucurui ,0 4,140, Samuel (3) ,8 92, Balbina (3) , Xingó , , Corumbá I ,0 209, Serra da Mesa (4) ,0 671, Manso (4) ,0 92, Peixe Angical (5) ,0 271, Baguari (7) ,0 80, Retiro Baixo (8)... 82,0 39, Serra do Facão (9) ,6 182, Foz do Chapecó (10) ,0 432, Itaipu (6) , , Dardanelos (11) ,0 154, Santo Antônio (12) , , Mauá (13) ,0 117, Passo São João... 77,0 39, Rio Vermelho... 2,6 2, (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. (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. (13) A Eletrobras detém participação de 49,0% da usina de Mauá. 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. PÁGINA: 92 de 463

99 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Energia Assegurada Energia Gerada (1) Índice de Utilização da Capacidade ( MWh) (%) Usinas hidrelétricas:... Funil (Eletrobras Chesf) ,91 Pedra ,46 Araras Curemas ,54 Complexo Paulo Afonso e Moxotó ,92 Sobradinho ,42 Luiz Gonzaga ,56 Boa Esperança ,05 Xingó ,37 Coaracy Nunes (2) Complexo Tucurui ,19 Samuel ,00 Corumbá I ,98 Curuá-Una (2) ,95 Serra da Mesa (3) ,04 Furnas ,78 Itumbiara ,02 Marimbondo ,94 Peixoto (Mascarenhas de Morais) ,93 Porto Colômbia ,66 Manso (3) ,16 Funil (Eletrobras Furnas) ,64 Estreito ,24 Balbina (2) Passo São João ,89 Mauá (5) ,98 Rio Vermelho ,50 Total ,96 (4) (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 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$1.652 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, comparado a R$1.329 milhões em 2011 e R$1.087 milhões em Estas taxas são registradas em nossas demonstrações financeiras como custos operacionais. Nossas subsidiárias obtiveram concessões para a construção de 10 novas usinas hidrelétricas. A tabela abaixo evidencia maiores informações sobre tais usinas: Capacidade Instalada (MW) Início da Construção Início das Operações (1) Novas usinas:... Barra do Rio Chapéu... 15,2 Outubro de 2008 Janeiro de 2013 Batalha... 52,5 Junho de 2008 Maio de 2013 Simplício ,7 Março de 2007 Fevereiro de 2013 São Domingos... 48,0 Agosto de 2009 Março de 2013 PÁGINA: 93 de 463

100 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Capacidade Instalada Início da Construção Início das Operações (1) (MW) Santo Antônio (2) ,0 Setembro de 2008 Março de 2012 Jirau ,0 Dezembro de 2009 Abril de 2013 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 Abril de 2015 Santo Cristo... 19,5 Agosto de 2013 Dezembro de 2014 (1) Datas estimadas com base no cronograma atual das obras. (2) Nove turbinas operando, totalizando 644MW de capacidade instalada. As usinas de Simplício e Paulistas (Batalha) serão operadas exclusivamente pela Eletrobras Furnas. 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 Teles Pires Participações S.A. (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 2012, a Eletrobras possuía e operava 122 usinas termelétricas. Adicionalmente, detinha uma participação de 49,0% 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 2012, correspondia a MW, em comparação a MW em 31 de dezembro de 2011 e MW em 31 de dezembro de A tabela a seguir evidencia informações sobre as usinas termelétricas da Eletrobras em 31 de dezembro de 2012 e no exercício social então findo: 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 , 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 , PÁGINA: 94 de 463

101 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Capacidade Instalada Energia Gerada (2) Energia Assegurada (1) (MW) (MWh) (MWh) 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$709 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, comparado a R$163 milhões em 2011 e R$253 milhões em 2010, 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 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 Furnas, Eletrobras Chesf, Eletrobras CGTEE 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 PÁGINA: 95 de 463

102 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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 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 aproximadamente R$13,1 bilhões. A tabela abaixo contém informações sobre as usinas nucleares da Eletrobras em 31 de dezembro de 2012: 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 PÁGINA: 96 de 463

103 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais A Eletrobras estima que Angra 1 operará com 82,33% de sua capacidade em 2013, em linha com os padrões do setor. Assim, a energia assegurada de Angra 1 em 2013 corresponderá a ,94 MWh/ano. A Eletrobras estima que a Angra 2 operará com 99% de sua capacidade em 2013, em linha com os padrões do setor. Assim, a energia assegurada de Angra 2 corresponderá a ,15 MWh/ano em Tanto Angra 1 quanto Angra 2 utilizam urânio adquirido nos termos de um contrato celebrado com a Indústrias Nucleares Brasileiras 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 2010) é de US$307 milhões e, com relação a Angra 2, US$426 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 até o fim do ano de 2012 era usualmente vendida para a subsidiária Eletrobras Furnas conforme uma tarifa regulada, determinada pela ANEEL (Lei n , de 09 de dezembro de 2009). Esta tarifa regulada corresponde à aquisição de combustível nuclear pela Eletrobras Eletronuclear e correção monetária (com base no IPCA). Entretanto, para vender sua energia para as empresas de distribuição, a Eletrobras Furnas tem que participar de leilões públicos, nos quais outras empresas de geração, coletivamente, registram lances que refletem o custo máximo da energia que cada empresa pretende fornecer, sendo que as empresas de distribuição pagam um valor pela energia correspondente à média desses lances. Consequentemente, o preço pelo qual a Eletrobras Furnas vende sua energia nos leilões é superior ao valor pago à Eletrobras Eletronuclear pela energia adquirida junto a esta. Entretanto, historicamente, o contrário ocorreu e a Eletrobras registrou perdas consolidadas em relação à energia elétrica gerada pela Eletrobras Eletronuclear (ou seja, a tarifa da energia de Eletrobras Eletronuclear tem sido reajustada com base em um índice superior ao reajuste tarifário aplicado à Eletrobras Furnas). A Companhia analisou diferentes medidas voltadas à redução dessas perdas caso esta situação volte a ocorrer, incluindo a substituição da Eletrobras Furnas na cadeia de fornecimento acima descrita pela própria Eletrobras, que, por sua vez, não tem a obrigação de vender energia elétrica exclusivamente por meio de leilões. A partir de 1º de janeiro de 2013, os pagamentos pela energia gerada pela Eletrobras Eletronuclear serão divididos, pro-rata, entre todas as concessionárias de distribuição de energia, nos termos da regulamentação a ser emitida pela ANEEL. Venda da Energia Elétrica Gerada A Eletrobras vendeu, no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, aproximadamente R$ milhões da energia por ela gerada (líquida da energia adquirida para revenda, de ICMS e outros tributos), comparado a R$ milhões em 2011 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 PÁGINA: 97 de 463

104 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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$) (MWh) Tipo de venda: Leilões e contratos iniciais Contratos celebrados no ambiente livre ou contratos bilaterais Itaipu Total A tabela abaixo contém um resumo do volume de energia elétrica vendida pela Eletrobras por meio de leilões: Exercício social encerrado em 31 de dezembro de Capacidade média (MW): 1º Leilão º Leilão º Leilão º Leilão º Leilão Total Energia por ano (MWh) Tarifa media (R$/ MWh)... 64,77 64,77 64,77 Receitas estimadas (milhares de R$) 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 25,5% de sua receita líquida total no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 (comparado a 26,3% em 2011 e 22,0% em 2010). A energia gerada pela Eletrobras é transportada por meio da rede de linhas de transmissão brasileira, com PÁGINA: 98 de 463

105 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais aproximadamente km de linhas de transmissão com tensão acima de 230kV detidos pela Eletrobras em 31 de dezembro de 2012 ( km e km em 31 de dezembro de 2011 e 2010, 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 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 2012: Concessões de Transmissão PÁGINA: 99 de 463

106 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Em 31 de dezembro de 2012, 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): Extensão total Níveis de Voltagem Média de Anos Remanescent es de Concessão (km) (kv) Eletrobras Furnas , ,6 Eletrobras Chesf , ,8 Eletrobras Eletrosul , ,0 Eletrobras Eletronorte , ,6 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 2012: /500 kv(cd) (1) kv 345 kv 230 kv 138 kv 132/13,8 kv 750 kv Total Empresa: Eletrobras Chesf , ,0 454,4 336, ,8 Eletrobras Eletronorte , ,8 959,1 202, ,0 Eletrobras Eletrosul , , ,3 68, ,1 Eletrobras Furnas , , , , , , ,0 Eletrobras Amazonas Energia ,9 308,1 672,9 Total (2) , , , , , , , ,9 (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 2012, 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 48,43-61,81 56,24 53,17 Outros... 0,00 0,00 51,57 100,00 38,19 42,76 46,83 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 2012, a Eletrobras detinha aproximadamente 53% 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 PÁGINA: 100 de 463

107 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais operacionais líquidas correspondentes a tais tarifas corresponderam a R$8.869 milhões no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, comparado a R$7.779 milhões em 2011 e R$5.895 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 47% 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 2012, a aproximadamente 2,19% 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$4.655,09 por MW/mês a partir de 31 de dezembro de 2012). 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 As atividades de distribuição de energia elétrica da Eletrobras correspondem a uma parcela relativamente pequena de suas operações. As receitas líquidas das atividades de distribuição (incluindo receitas financeiras da controladora) corresponderam a 12,1% do total das receitas líquidas da Companhia no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, comparado a 8,3% no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2011 e 10,9% em Empresas de Distribuição As seguintes empresas do Sistema Eletrobras são responsáveis por atividades de distribuição, nos termos de concessões outorgadas pela ANEEL: Eletrobras Eletronorte: responsável pela distribuição de energia diretamente a consumidores industriais por meio de sua subsidiária integral Eletrobras Distribuição Roraima. A concessão da Eletrobras Eletronorte tem 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: 101 de 463

108 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; Eletrobras Distribuição Acre: responsável pela distribuição de energia no estado de Acre, nos termos de concessão com vigência até 12 de julho de 2015; e Eletrobras Distribuição Roraima (anteriormente denominada Boa Vista Energia S.A.): responsável pela distribuição de energia na cidade de Boa Vista, capital do estado de Roraima, nos termos de concessão com vigência até 07 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 2012: Empresa Número de consumidores Número de municípios atendidos Rede de distribuição (km) 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 preparálas 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 Amazonas Energia, 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) PÁGINA: 102 de 463

109 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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. Marcos Aurélio Madureira da Silva, atuando como diretor 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... 9,61% 9,57% 9,57% Perdas comerciais... 21,40% 24,71% 25,60% Total de perdas de energia... 31,01% 34,28% 35,17% Interrupções: Frequência de interrupções por consumidor por ano (quantidade de interrupções)... 31,4 31,5 33,5 Duração de interrupções por consumidor por ano (em horas)... 38,7 39,3 40,6 Tempo médio de resposta (em minutos)... 9,61% 9,57% 9,57% 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 31,01% do total da energia gerada e adquirida no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, comparado a 34,28% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011 e 35,17% 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% 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 por grandes clientes por meio de equipamentos de telemedição. Consequentemente, em 2012, a Eletrobras Amazonas Energia conseguiu recuperar R$53 milhões depois de autuar instalações, das quais tinham ligações clandestinas. Em 2012 a Eletrobras conseguiu recuperar R$174 milhões de clientes inadimplentes de suas empresas de distribuição. PÁGINA: 103 de 463

110 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Em 2012, 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 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 Eletrobras Distribuição Piauí Eletrobras Distribuição Rondônia Eletrobras Distribuição Acre Eletrobras Amazonas Energia Eletrobras Distribuição Roraima 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 4,39 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... 3,98 2,22 2,18 Eletrobras Distribuição Piauí... 4,80 5,60 3,97 Média... 4,39 3,91 3,10 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 3,78 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: Consumidores Exercício social encerrado em 31 de dezembro de Empresa: Eletrobras Distribuição Acre... 6,30 4,91 6,84 Eletrobras Distribuição Rondônia... 4,86 5,43 3,40 Eletrobras Amazonas Energia... 2,86 2,41 2,71 Eletrobras Boa Vista Energia... 1,10 1,46 1,38 Média... 3,78 3,55 3,55 A tabela abaixo indica o volume total de energia elétrica distribuído (em MWh), por tipo de consumidor, para os períodos indicados: PÁGINA: 104 de 463

111 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Exercício social encerrado em 31 de dezembro de (MWh) Distribuição para: Concessionárias estaduais Industriais Residenciais Comerciais Outros (1) Total (1) Esta categoria inclui a distribuição de energia para consumidores rurais e governos. 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 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 PÁGINA: 105 de 463

112 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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 2012, 2011 e 2010, a inadimplência de consumidores representou uma média de 11,4% (incluindo a Eletrobras Distribuição Acre) e 11,5%, 18,5% e 15,7% das receitas líquidas anuais, respectivamente. Esses índices de inadimplência geralmente se mantiveram estáveis 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 2012, comparado a GWh em 2011 e GWh em As empresas de distribuição da Eletrobras adquirem energia elétrica por meio de leilões, junto a um grupo de empresas de geração que fazem lances estabelecendo o valor máximo de suprimento de energia elétrica. Após o recebimento de todos os lances, seu preço médio é calculado e este é o preço pago pela energia pelas distribuidoras. A aquisição é feita perante todas as empresas de geração que fizeram lances. 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$9,7 bilhões, R$9,7 bilhões e R$9,7 bilhões em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010, respectivamente. Desse total, os montantes de R$5,8 bilhões, R$5,8 bilhões e R$5,7 bilhões em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010, respectivamente, correspondiam a empréstimos para Itaipu. Empréstimos relacionados às empresas de distribuição de energia totalizavam R$3,9 bilhões em 31 de dezembro de 2012, R$3,8 bilhões em 31 de dezembro de 2011 e R$4,0 bilhões em 31 de dezembro de Fontes de Recursos A Eletrobras obtém recursos para suas atividades de financiamento mediante empréstimos junto a instituições financeiras e ofertas de títulos no mercado de capitais internacional. Em 31 de dezembro de 2012, a dívida de longo prazo consolidada da Eletrobras era de R$ milhões, comparada a R$ milhões e R$ milhões milhões em 31 de dezembro de 2011 e 2010, respectivamente, sendo que a maioria da dívida em moeda estrangeira era expressa em dólares americanos (aproximadamente 38,22% 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 2012, 2011 e 2010, 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. PÁGINA: 106 de 463

113 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Subsidiárias A Eletrobras atua como sócio minoritário em empresas de geração e transmissão e joint ventures 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 joint ventures 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 2012: 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 Linha de transmissão de 600 kv com Energia S.A. km: Subestação Coletora Araraquara 2, Porto Velho Estação Transmissora de Estação conversora e inversora 01, de Energia S.A. 500/±600 kv Manaus Transmissora de Linha de transmissão de 500 kv de 587 km: Energia S.A. Oriximiná/Silves Linha de transmissão de 500 kv com 224 km e Subestações: Itacoatiara e Cariri: Silves - Lechuga STN Sistema de Transmissão Linha de transmissão de 500 kv com 546 Nordeste S.A. (2) km: Teresina-Sobral-Fortaleza Intesa Integração de Energia Linha de transmissão de 500 kv com 695 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 Brasnorte Transmissora de Energia S.A. (2) RS Energia Empresa de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. (2) Linha de transmissão de 230/138 kv com 635 km que conecta usinas de biomassa e pequenas centrais hidrelétricas ao Sistema Interligado Nacional (SIN) Linha de transmissão de 230kV com 402 km: Jauru-Juba-C2; LT Maggi-Nova Mutum 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 Furnas (49,0%) Eletrobras Eletronorte (49,7%) Eletrobras Eletrosul (100,0%) Companhia Transleste de Linha de transmissão de 345 kv com 139 Transmissão S.A. (2) km: Montes Claros-Irapé Eletrobras Furnas (24,5%) Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia S.A. Aete (2) Linha de transmissão de 230 kv com 193 km: Coxipó-Cuiabá-Rondonópolis e subestação Seccionadora Cuiabá Eletrobras Eletronorte (49,0%) PÁGINA: 107 de 463

114 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras Etau Empresa de Transmissão do Alto Uruguai (2) S.A. Linha de transmissão de 230 kv com 187 km: Campos Novos-Barra Grande-Lagoa Vermelha-Santa Marta Eletrobras Eletrosul (27,4%) Uirapuru Transmissora de Linha de transmissão de 525 kv com 122 Energia S.A. (2) km: Ivaiporã-Londrina Companhia Transudeste de Linha de transmissão de 345 kv com 144 Transmissão S.A. (2) km: Itutinga-Juiz de Fora Eletrobras Eletrosul (100,0%) Eletrobras Furnas (25,0%) Companhia Transirapé de Transmissão S.A. (2) 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 61 km: Irapé-Araçuaí 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 (24,5%) 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. Transnorte Energia S.A. 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 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. Linha de transmissão de 500kV com 715km: Engenheiro Lechuga Equador (RR) Boa Vista e subestações 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 Chesf (49,0%) Eletrobras Chesf (49.0%) Eletrobras Eletronorte (49.0%) 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 PÁGINA: 108 de 463

115 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras 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%) Foz do Chapecó Energia 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 de 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 Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia SA Companhia Hidrelétrica Teles Pires Parque Eólico Rei dos Ventos I, com 58 MW Eletrobras Furnas (24,5%) Eletrobras Eletronorte (24,5%) Parque Eólico Rei dos Ventos 3, com 60 MW Eletrobras Furnas (24,5%) Eletrobras Eletronorte (24,5%) 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%) 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. Eólica Famosa I, com 23 MW Eletrobras Furnas (49,0%) PÁGINA: 109 de 463

116 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Sociedade de Propósito Específico/Consórcio Objeto do investimento Participação da Eletrobras Central Geradora Eólica Pau Brasil S.A. Central Geradora Eólica Rosada S.A. Central Geradora Eólica São Paulo 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 quatro outros programas do Governo Federal: Programa Reluz, um programa lançado para trazer iluminação básica às áreas públicas principais de certos municípios brasileiros; Programa Procel, destinado a promover a conservação de energia e a eficiência 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. PÁGINA: 110 de 463

117 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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 2012, 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 Montevideu, Uruguai, de modo a atender às normas locais, que detgerminam 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 e, inclusive, já iniciou a comercialização de energia elétrica com alguns desses países. A Eletrobras detém, ainda, participações societárias em duas sociedades de propósito específico (SPE) no Peru e Nicarágua, que estão conduzindo estudos de viabilidade para projetos de geração hidrelétrica. Adicionalmente, a Eletrobras está em processo de obtenção das licenças necessárias para a construção, no Brasil, de um sistema de inerconexão 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 O mapa e a tabela abaixo evidenciam os empreendimentos internacionais que se encontram em avaliação pela Eletrobras em 31 de dezembro de 2012: PÁGINA: 111 de 463

118 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Empreendimento País Estágio Geopolítica regional Consolidação da atuação Interconexão Brasil - Uruguai Em construção Consolidar posição de liderança - Uruguai na América do Sul UHE Tumarin (230 MW) Nicarágua Em preparação para início de construção Tornar-se player importante na America Central Empreendimento com apoio dos governos brasileiro e nicaraguense UHE Inambari Peru Estudos de Consolidar posição de liderança Viabilização dos demais Complexo Binacional Garabi-Panambi Projetos de Geração Hidroelétrica viabilidade Argentina/Brasil Estudos de viabilidade Peru Estudos de préviabilidade na América do Sul Consolidar posição de liderança na América do Sul Consolidar posição de liderança na América do Sul aproveitamentos no Peru Geração de energia para o Brasil e para a Argentina. Integração energética na América do Sul. Empreendimento com apoio dos governos brasileiro e argentino Tornar-se maior player regional Projetos de Geração Eólica Uruguai Estudos de préviabilidade Consolidar posição de liderança na América do Sul - Projeto LTE (LT 400/500kV) Moçambique Em avaliação participação da ELB na SPE Tornar-se player importante na África - Interligações Fronteiriças PÁGINA: 112 de 463

119 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais A Eletrobras opera quatro interligações com países vizinhos: (i) Paraguai: por meio de quatro linhas de transmissão em 500 kv que interligam a Usina de Itaipu à subestação Margem Direita (Paraguai) e à subestação Foz do Iguaçu (Brasil). A energia do setor de 50 Hz de Itaipu é então transportada até a subestação de Ibiúna (SP) por um sistema de transmissão em corrente contínua de MW de capacidade; (ii) Uruguai: por meio da estação conversora de frequência de Rivera, com capacidade de 70 MW (Uruguai) e uma linha de transmissão em 230 kv, ligando-a à subestação Livramento (Brasil). Os Ministérios das áreas de energia do Brasil e Uruguai firmaram, em julho de 2006, um Memorando de Entendimentos com o objetivo de fortalecer a integração energética entre os dois países, mediante a construção de uma interligação de grande porte, com capacidade de 500 MW. O empreendimento do lado brasileiro está sob a responsabilidade da Eletrobras e do lado uruguaio a cargo da UTE. Em dezembro de 2012, foi emitida a Licença Prévia-LP para o empreendimento, considerando novos ajustes no Estudo de Impacto Ambiental contemplando a relocação da subestação e o novo traçado das linhas. A entrada em operação comercial do empreendimento está prevista para janeiro de 2014; (iii) Argentina: por meio da estação conversora de frequência de Uruguaiana, com capacidade de 50 MW (Brasil) e uma linha de transmissão em 132 kv, ligando-a a Paso de los Libres (Argentina); e (iv) Venezuela: por meio de uma linha de transmissão em 230 kv, com capacidade de 200 MW, que interliga a cidade de Boa Vista, no estado de Roraima, à cidade de Santa Elena (Venezuela). 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, atribuindo-lhe 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 elétrica, de concessão de uso de bem público, expedir as autorizações, bem como fiscalizar as concessões e a prestação dos serviços de energia elétrica. PÁGINA: 113 de 463

120 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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 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 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 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. PÁGINA: 114 de 463

121 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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 as atividades 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 ( Nova Lei da Energia ), 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, de acordo com a Nova Lei da Energia, a Eletrobras e suas subsidiárias Furnas, Chesf, Eletronorte, Eletrosul e Eletrobras CGTEE foram excluídas do Programa Nacional de Desestatização - PND. Dessa forma, estão sujeitas ao exame, por parte da Secretaria de Direito Econômico ( SDE ) do Ministério da Justiça, quando da concentração no âmbito do setor elétrico, de acordo com a Resolução da ANEEL Nº 378, de 10 de novembro de 2009, que estabelece procedimentos para análise de atos de concentração e infrações à ordem econômica no setor de energia elétrica. 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 PÁGINA: 115 de 463

122 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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: 116 de 463

123 7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 A Eletrobras não possui clientes que sejam responsáveis por mais de 10% de sua receita líquida total. PÁGINA: 117 de 463

124 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 O Setor Energético 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, 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. Com o propósito de promover uma significativa redução na conta CCC, 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. PÁGINA: 118 de 463

125 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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 2012 era de KW, com empreendimentos operantes. Atualmente, existem 177 empreendimentos sob construção e outros 542 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 35% da capacidade instalada de geração de energia no Brasil e é responsável por aproximadamente 53% 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 2012, de acordo com a Empresa de Pesquisa Energética ( EPE ), o consumo de energia elétrica no Brasil alcançou GWh, o que representou um aumento de 3,5% quando comparado ao consumo total em O consumo de energia elétrica no Brasil em em 2011 foi de GWh segundo a EPE, o que representou um aumento de 4,2% 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. 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; PÁGINA: 119 de 463

126 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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 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 PÁGINA: 120 de 463

127 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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. 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 consideravalmente 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 ( Lei n.º /2012 ) e n.º , de 11 de janeiro de 2013 ( Lei /2013 ). Em termos gerais, as MPs regulamentaram a renovação das concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, bem como a intervenção do poder concedente nas concessões. Concessões 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. 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. PÁGINA: 121 de 463

128 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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. 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; PÁGINA: 122 de 463

129 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades mudanças 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. Renovação de Concessões Lei n.º /2013 O Governo Federal promulgou, recentemente, 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, distrubuição 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 peela ANEEL. PÁGINA: 123 de 463

130 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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. 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 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 PÁGINA: 124 de 463

131 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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 extradjudicial. 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. 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 PÁGINA: 125 de 463

132 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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. 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 PÁGINA: 126 de 463

133 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades usinas hidrelétricas está usualmente afastada dos grandes centros de consumo de energia elétrica. Atualmente, o país possui um sistema praticamente interligado. Apenas os estados do Amazonas, Roraima, Amapá, Rondônia e parte do estado do Pará 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 53% 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 500 kv Oriximiná Itacoatiara Cariri (PA/AM); (v) LT 600 kv Porto Velho Araraquara (RO/SP); (vi) LT 230 kv Eunápolis Teixeira de Freitas II C2 (BA); e (vii) 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 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 PÁGINA: 127 de 463

134 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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 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 PÁGINA: 128 de 463

135 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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 regimes especiais 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 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 em andamento ocorrem: (i) cinco anos antes da data inicial de entrega (ou leilões A-5 ); e (ii) três anos antes da estimada data inicial de entrega (ou leilões A-3 ). Leilões de energia elétrica relativos a PÁGINA: 129 de 463

136 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades instalações de geração de energia elétrica já existentes ocorrem um ano antes da data estimada inicial de entrega (ou leilões A-1 ). Leilões públicos de energia elétrica referentes à energia elétrica proveniente de fontes alternativas ocorrem entre os leilões A-1 e A-5. 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 quinze e trinta anos, e aqueles referentes aos leilões A-1 possuem prazo entre três e quinze anos. Os leilões da CCEARs de energia de fontes alternativas possuem prazo entre dez e trinta 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 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 PÁGINA: 130 de 463

137 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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. Juntos, esses tipos de contratos constituem os CCEARs. 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 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 PÁGINA: 131 de 463

138 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades brasileiro sujeitos à autorização, fiscalização e regulação da ANEEL (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). 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, PÁGINA: 132 de 463

139 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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 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 PÁGINA: 133 de 463

140 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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. 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 PÁGINA: 134 de 463

141 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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 correntes 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 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 quatro ou 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 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. O fator X é utilizado para reajustar a proporção da alteração do IGP-M, utilizado nos reajustes anuais. 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. PÁGINA: 135 de 463

142 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades O repasse dos custos de aquisição de energia elétrica oriundos de contratos de fornecimento celebrados antes da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico está sujeito a um limite máximo baseado em um valor estabelecido pela ANEEL para cada fonte de energia elétrica (tais como hidrelétrica, termelétrica e fontes alternativas de energia). Este limite é reajustado anualmente para refletir os aumentos nos custos incorridos pelas geradoras. Tal reajuste leva em consideração: (i) inflação; (ii) custos incorridos com moedas conversíveis; e (iii) custos relativos a combustíveis (tais como fornecimento de gás natural). Os custos incorridos correspondem a, no mínimo, 25,0% de todos os custos suportados pelas geradoras. Recentemente, os métodos utilizados pela ANEEL para calcular o reajuste anual das tarifas de distribuição foram questionados. Em 2008, a Comissão Federal de Revisão Orçamentária foi convocada especialmente para discutir os reajustes de tarifas de certas companhias, e concluiu que consumidores pagam mais que o necessário às companhias distribuidoras em momentos de alta demanda de energia elétrica. A Comissão Federal de Revisão Orçamentária concluiu que, desde 2002, estes pagamentos excedem os pagamentos estimados para as tarifas, o que aumenta indevidamente a receita das companhias distribuidoras. Este ganho adicional foi incorporado na Parcela B da tarifa de distribuição, que representa a fonte do lucro das companhias distribuidoras. A análise revelou que houve um ganho pelas companhias distribuidoras de aproximadamente R$7 bilhões durante o período , em uma média de R$1 bilhão por ano, em função de tal fato. Esse ganho excessivo deveria ter sido repassado aos consumidores, levando a uma redução das tarifas. Como as companhias não procederam desta forma, o PROCON de São Paulo propôs uma ação judicial, requerendo a restituição dos valores devidos aos consumidores. As companhias de distribuição não concordaram com a demanda de restituição. Como resultado, uma Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI das Contas de Luz) foi instaurada para discutir potenciais soluções. O impasse adveio da metodologia utilizada para calcular os reajustes das tarifas. A ANEEL utilizou a receita total dos últimos doze meses sem levar em consideração a demanda futura de energia. Sendo assim, as concessionárias não consideraram o crescimento estimado de 5,0% por ano na demanda por energia quando efetuaram o cálculo, o que teria resultado em um ganho excessivo por estas companhias de distribuição. A ANEEL admitiu que o método de cálculo era falho e propôs corrigi-lo mediante a mudança da Portaria Ministerial nº 25/2002. Não houve consenso sobre a possibilidade ou não de alteração da ordem ministerial. Adicionalmente, as companhias de distribuição alegaram que qualquer modificação significaria um descumprimento de todos os contratos de concessão. Dessa forma, os reguladores decidiram aditar todos os contratos de concessão, com o objetivo de estabelecer um novo método de cálculo para os reajustes anuais de tarifa. No que se refere às quantias cobradas indevidamente, os reguladores decidiram efetivar as alterações nos contratos de concessão a partir de 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 PÁGINA: 136 de 463

143 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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 será 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. A produção de energia que será comercializada sob o programa Proinfa não será provida por concessionárias geradoras nem por produtores independentes de energia elétrica. Tal produção poderá ser provida apenas por produtores independentes autônomos, os quais não poderão ser controlados por ou afiliados a concessionárias geradoras ou produtores independentes de energia elétrica, ou controlados por ou afiliados às entidades controladoras daqueles. 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 PÁGINA: 137 de 463

144 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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. 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 PÁGINA: 138 de 463

145 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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 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 envio centralizado do SIN, pequenas estações 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 é cobrada no limite de 0,5% 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. PÁGINA: 139 de 463

146 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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 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; PÁGINA: 140 de 463

147 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades (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. 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 PÁGINA: 141 de 463

148 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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 básico 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. Uma vez aprovado, o projeto passa por um processo de licenciamento composto por três etapas, quais sejam, uma licença para atestar a viabilidade do projeto, uma licença para iniciar a execução do projeto e uma licença de operação. Adicionalmente, a lei exige que a companhia aplique 0,5% dos custos totais de qualquer investimento em novos projetos com impacto ambiental relevante em medidas de preservação ambiental. 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 2012, a subsidiária Eletrobras Eletronuclear operava duas usinas de energia nuclear no Estado do Rio de Janeiro, quais sejam Angra 1 e Angra 2. 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. Um grupo de estudos formado pela Procuradoria Geral da República, o CNEN, o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis IBAMA, a Fundação Estadual de Engenharia do Meio Ambiente FEEMA, 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 licença de operação 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 Atualmente, ambas usinas nucleares possuem 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 é objetivamente PÁGINA: 142 de 463

149 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades responsável por acidentes nucleares, na qualidade de operadora de usinas nucleares no Brasil. 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: 143 de 463

150 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 Essa nova política ambiental é dividida 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. 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 (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. c) dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos PÁGINA: 144 de 463

151 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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: 145 de 463

152 7.6 - Receitas relevantes provenientes do exterior Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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. PÁGINA: 146 de 463

153 7.7 - Efeitos da regulação estrangeira nas atividades Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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. PÁGINA: 147 de 463

154 7.8 - Relações de longo prazo relevantes Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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 foram 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. PÁGINA: 148 de 463

155 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 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; e (iv) a metalurgia e materiais. 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. O Cepel possui um complexo de 32 Laboratórios utilizados para apoio à condução de projetos de pesquisa e desenvolvimento, e onde também são realizados ensaios, análises periciais e de PÁGINA: 149 de 463

156 7.8 - Relações de longo prazo relevantes conformidade para certificação. Vários destes laboratórios são pioneiros no Brasil, e outros sem similares na América do Sul. O Cepel em 2012 desenvolveu 92 projetos corporativos de P&D+I para as Empresas Eletrobras, sendo: Planejamento da Expansão (5); Meio Ambiente (5); Hidrologia Estocástica, Recursos Hídricos e Ventos (4); Planejamento da Operação Energética (5); Planejamento, Operação e Análise de Redes (7); Tecnologias Scada/Ems (5); Análise de Perturbações (1); Transmissão (10); Metalurgia e Materiais (8); Monitoramento e Diagnóstico (11); Conservação e Uso Eficiente de Energia (14); Energias Renováveis e Geração Distribuída (6); Distribuição, Medição, Combate a Perdas e Qualidade de Energia (6); Técnicas Computacionais (4); Análise Financeira de Empreendimentos e Tarifas (1). Na garantia do financiamento dos projetos de pesquisa do Centro, as Empresas Eletrobras disponibilizaram, por meio de contribuição anual, recursos para o orçamento de 2012 na ordem de R$193,8 milhões, dos quais R$20,2 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$120,100 milhões, o valor final do contrato ficou em R$1,25 bilhão. Adicionalmente, a Areva, resultante da fusão da empresa alemã Siemens KWU com a francesa Framatome, é a fornecedora do Projeto básico de Angra 3 e tem um contrato comercial válido para sua participação na construção da Usina de Angra 3, através do fornecimento de bens de serviços importados. Foram assinados em julho de 2011, o Contrato para o Fornecimento de Materiais, Equipamentos, Componentes e Sistemas Importados, o Contrato de Prestação de Serviços de Engenharia e o contrato de Garantias. O financiamento para suportar esse escopo importado está garantido por meio de um contrato com a Caixa Econômica Federal CEF, no valor de R$ 3,8 bilhões. Cronograma do Empreendimento Inicialmente, o período planejado para a construção de Angra 3 era de 5,5 anos, compreendido PÁGINA: 150 de 463

157 7.8 - Relações de longo prazo relevantes 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. Em julho de 2012, a Eletrobras Eletronuclear comunicou formalmente à Eletrobras, ANEEL, MME e ao BNDES, que o empreendimento apresentava, àquela data, um atraso então estimado na ordem de 7 meses, o que postergaria o início da operação comercial da usina de 01 de dezembro de 2015 para 01 de julho de Essa avaliação preliminar era basicamente condicionada pela diferença entre a data originalmente planejada para o início da montagem eletromecânica (maio/12) e a previsão então antevista (dezembro/12). Dentre os motivos que mais vem impactando consideravelmente o cronograma do empreendimento, podemos citar: o processo de autorizações gradativas para concretagem no âmbito da Comissão Nacional de Energia Nuclear - CNEN; a formalização do novo arranjo financeiro para cobertura de bens e serviços no exterior originalmente por meio de bancos estrangeiros, posteriormente por meio do BNDES e já agora assinado com a Caixa Econômica Federal - CEF; o término das gestões junto à Areva visando buscar a redução dos prazos de fornecimento, mormente aqueles associados à entrega da instrumentação e controle digital; a efetivação dos contratos com a Areva que dependiam do aludido financiamento para sua efetivação; o prosseguimento do processo de contratação da montagem eletromecânica, pendente de apreciação pelo TCU desde abril de 2012, só liberado em fins 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 e as dificuldades na viabilização dos processos para contratação de suprimentos nacionais. Assim, a despeito de todas as ações e apreciações ora sendo desenvolvidas pela Eletrobras Eletronuclear, o estabelecimento de um novo cronograma firme para o Empreendimento só será possível quando equacionados os principais entraves ora obstaculando essa emissão. A Eletrobras Eletronuclear vem procedendo a todas as ações na busca do equacionamento desses óbices. 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 PÁGINA: 151 de 463

158 7.8 - Relações de longo prazo relevantes 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. 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. Nesse contexto, até dezembro de 2012, a CNEN emitiu 36 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 DATA DE ASSINA- TURA CONFAB M110 / M111 Tanques GR1 e GR2 Componente Mecânico M113 Tanques de Água de Alimentação Componente Mecânico CT (aditamento n 04) CT (aditamento nº 04) VALOR (R$ MI- LHÕES) 9-ago-10 36,7 28-set-12 13,7 PÁGINA: 152 de 463

159 7.8 - Relações de longo prazo relevantes M300 (Fornecimento) M300 (Montagem) Esfera de Contenção Esfera de Contenção Componente Mecânico Componente Mecânico CT (aditamento n 07) 7-jun-10 97,0 NCO - 056/82 1-mar ,9 M301 Locks de Contenção Componente Mecânico M320 / M331 / M332 Revestimento da Piscina / Tubulações da Piscina / Revestimento e Sistema da Coleta de Vazamento BARDELLA M201 Equipamentos da Tomada D água NUCLEP Componente Mecânico Componente Mecânico M310 Ponte Polar Componente Mecânico M311 Guindaste Semi-pórtico Componente Mecânico M312 Ponte da Turbina Componente Mecânico M105 (Fornecimento) Condensadores Componente Mecânico M112 Acumuladores Componente Mecânico M328 Pacotes de Embutidos Componente Mecânico CT (aditamento n 06) CT (aditamento n 03) CT (aditamento n 03) CT (aditamento n 03) CT (aditamento n 03) CT (aditamento n 03) GAC.T/CT - 006/10 GAC.T/CT - 009/09 GAC.T/CT - 017/10 28-jan-11 13,1 31-mar-11 18,4 5-jul-11 31,0 29-out-10 29,5 3-ago-10 18,1 30-abr-10 11,0 1-jul-10 58,7 3-mar-10 17,1 23-set-10 4,6 M335 - Parte / M493 / M494 Suportes Especiais Embutidos de 1 Estágio nos Prédios UJA e UJE Tubulação GAC.T/CT mai-11 12,1 EBSE M411 Tubos Ferríticos Soldados Tubulação CT (aditamento n 04) SIEMENS BRASIL E002 Transformadores do Gerador Elétrica CT (aditamento nº 01) 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 de Engenharia Civil Serviços Iniciais INTERTCHNE GAC.T/CT - 008/10 Engenharia do Pacote Civil 1 - Cálculos Estruturais ENGEVIX GAC.T/CT - 033/10 12-mai-10 R$ 1,0 14-jan-11 R$ 14,0 Serviços de Engenharia Eletromecânica Consultoria para Implantação de Vãos de Saída e Linhas de Transmissão de 138 kv e 500 kv Elaboração e Detalhamento de Fluxogramas de Sistemas Mecânicos MARTE ENGENHARIA GAC.T/CT - 024/10 INTERTECHNE GAC.T/CT out-10 R$ 0,9 3-fev-11 R$ 0,6 PÁGINA: 153 de 463

160 7.8 - Relações de longo prazo relevantes Serviços de Suporte ao Gerenciamento e Implantação Outros Serviços (Inexigibilidade) Projeto da Tubulação da Área Externa e Tubovia Angra 3 - Angra 2 Engenharia do Pacote Eletromecânico 2 - Associado ao Secundário Engenharia do Pacote Eletromecânico 1 - Associado ao Primário ENGEVIX GAC.T/CT ENGEVIX GAC.T/CT AF CONSULT GAC.T/CT Apoio ao Planejamento STEI GAC.T/CT - 015/10 Fiscalização de Obras Civis e Apoio Técnico ao Proprietário Gerenciamento Associado às Responsabilidades do Proprietário Fiscalização da Fabricação de Componentes Fiscalização dos Serviços de Montagem Gerenciamento de Engenharia - Internacional CONCREMAT GAC.T/CT - 027/10 LOGOS ENGENHARIA GAC.T/CT - 023/10 CONSULPRI GAC.T/CT DUCTOR GAC.T/CT AF CONSULT GAC.T/CT Inspeção Independente IBQN GAC.T/CT Perito Independente TUV NORD GAC.T/CT mar-11 R$ 2,3 21-dez-11 R$ 109,1 24-mai-12 R$ 162,2 23-jun-10 R$ 3,8 11-nov-10 R$ 89,9 29-nov-10 R$ 118,7 28-jan-11 R$ 11,6 26-jan-11 R$ 70,9 25-jan-12 R$ 27,2 16-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 BAUMA M313 / M314 / M319 / M379 / M353 / M382 Talhas Padrão H5 16-set abr-12 3,9 PÁGINA: 154 de 463

161 7.8 - Relações de longo prazo relevantes SCHNEIDER ELECTRIC 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 Centríugas 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 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 2012, cujas obras civis apresentaram um Progresso Físico Global acumulado de 43,4%. PÁGINA: 155 de 463

162 7.8 - Relações de longo prazo relevantes A tabela abaixo apresenta o Progresso Físico, em 31 de dezembro de 2012, 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 60,1% UJA Edifício do Reator 0,1% UJF Estrutura de Eclusa de Equipamento e do Pórtico 8,4% UJE Compartimento de Válvulas do Vapor Principal e Água de Alimentação 19,5% UKA Edifício Auxiliar do Reator 29,3% UKH Chaminé de Descarga de Gases 24,4% UBA Edifício de Controle 39,5% UBP Edifício dos Geradores de Emergência e Água Gelada 0,0% ULB Edifício de Alimentação de Emergência 49,0% UMA Edifício da Turbo-Gerador 76,9% UPC Estrutura de Tomada D Água Principal 24,8% ULD Edifício de Purificação do Condensado 8,7% UYA Edifício da Administração 0,0% Área Externa - UZT e Demais Estruturas 14,8% Atividades Preparatórias da Civil 100,0% Adequação do Canteiro 88,9% Urbanização e Proteção Física 0,0% Total - Obras Civis 43,4% PÁGINA: 156 de 463

163 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. No dia 05 de outubro de 2011, a Zona 1 da esfera da contenção metálica da usina foi posicionada na calota de concreto do Edifício do Reator (UJB) determinando um marco para o empreendimento. O encaixe da peça dá início à montagem das Zonas 2 à 4 da contenção de aço de Angra 3, que será erguida em paralelo à de concreto. A Zona 2 da foi completamente posicionada em 26 de outubro de A montagem desta zona foi concluída em 04 de fevereiro de A pré-montagem da Zona 3 foi finalizada em 02 de novembro de A montagem desta zona foi finalizada em 08 de maio de A pré-montagem da Zona 4 foi finalizada em 29 de dezembro de A montagem desta zona foi finalizada em 21 de agosto de Em 22 de outubro de 2012 foi iniciado o processo de Floating Down, que é o ajuste fino do posicionamento da parte inferior da esfera (zona 1 a 4) da Esfera de Contenção. A conclusão desse processo ocorreu em 07 de novembro de Concluída, em 14 de dezembro de 2012, a fase 5 do grouting da calota inferior da esfera de aço da contenção na estrutura de concreto. Em 31 de dezembro de 2012, o Progresso Físico Global acumulado da montagem da esfera de contenção apresentou o valor de 41,9%. 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 tem, ainda o objetivo de integrar o Índice de Sustentabilidade Dow Jones e passou a integrar, em 2013, o Índice de Sustentabilidade Dow Jones para 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 ( neste website acessar, no menu à esquerda, Relações com Investidores, uma vez nesta página, acessar, no menu à esquerda, Informações Financeiras e, na sequência, selecionar Relatório de Sustentabilidade ). PÁGINA: 157 de 463

164 7.9 - Outras informações relevantes Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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 alinha 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 os Objetivos de Desenvolvimento do Milênio. Desse modo, no ano de 2012, foram apoiados 27 projetos sociais em diferentes linhas de atuação: educação, saúde, cultura, esporte e lazer, garantia dos direitos da criança, relação com movimentos sociais, desenvolvimento territorial e comunidades tradicionais, além do meio ambiente. 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 4ª 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 2012, a Eletrobras desenvolveu ações para a promoção da igualdade de oportunidade para homens e mulheres no ambiente de trabalho em continuidade à 4ª Edição do Programa Pró-Equidade de Gênero e Raça. Esporte, Cultura e Sociedade O ano de 2012 ficará marcado como aquele que deu início aos editais de eventos vinculados ao setor elétrico, com o lançamento do Programa de Patrocínios a Eventos do Setor Elétrico das Empresas Eletrobras. Foram selecionados 32 projetos no âmbito das empresas participantes, que uniram esforços em prol de uma seleção de eventos escolhidos pelos critérios de transparência e merecimento. O apoio aos esportes de alto rendimento, por meio de patrocínio ao Clube de Regatas Vasco da Gama e à Confederação Brasileira de Basketball, foi acompanhado do lançamento de mais uma edição do seu tradicional Programa Cultural, com o lançamento do Edital do Programa Cultural 2012 das empresas Eletrobras, que selecionou projetos nos mais diversos segmentos em todas as regiões do Brasil. Nessa edição do Programa Cultural das Empresas Eletrobras, uma nova categoria foi adicionada: a circulação de espetáculos teatrais. Além desse segmento, foram selecionados projetos de produção de espetáculos para o público adulto e infanto-juvenil, produção de filmes de longa-metragem, realização de festivais de teatro e de cinema e fomento ao patrimônio imaterial (difusão de manifestações culturais tradicionais). A Eletrobras apoia projetos no âmbito da cultura que tenham preferencialmente viabilidade de captação por lei de incentivo federal. Neste sentido, no ano de 2012 foi investido um total de R$23,0 milhões para projetos culturais incentivados. Dentre os projetos de destaque no âmbito cultural estão a Escola de Música de Heliópolis, peças do Edital do Programa Cultural de 2012, como O Desaparecimento do Elefante e Jacinta produções de longa-metragem como o filme De Pernas Pro Ar 2. PÁGINA: 158 de 463

165 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 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 2012, 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 2012, ações ordinárias e preferenciais Classe B de emissão da Companhia, o que corresponde a 6,99% 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 2012, ações ordinárias e preferenciais Classe B de emissão da Companhia, o que corresponde a 11,86% do seu capital social. A Caixa Econômica Federal ( CEF ) é considerada pessoa vinculada ao acionista controlador da Eletrobras, já que se trata de uma empresa pública federal e, portanto, controlada pela União. A CEF detinha, em 31 de dezembro de 2012, ações ordinárias, o que corresponde a 0,64% do seu capital social. Em 31 de dezembro de 2012, o capital social da Eletrobras encontrava-se dividido da seguinte forma: % Ordinári as % Prefere n-ciais A % Prefere n-ciais B % Capital Total Acionista Governo Federal União , ,76 BNDES Participações S.A. BNDESPAR... 13,04-7,04 11,86 BNDES ,02-6,88 6,99 Fundo Nacional de Desenvolvimento FND¹²... 4, ,37 Fundo Garantidor da Habitação Popular FGHAB¹... 0, ,08 CEF... 0, ,64 FGI Fundo Garantidor de Investimentos¹ ,30 0,65 Fundo de Garantia de Operações FGO¹ ,18 0,04 79,61-17,40 67,39 Outros , ,60 32,61 Total: ¹ Fundos controlados pela União. 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. b) controladas e coligadas PÁGINA: 159 de 463

166 8.1 - Descrição do Grupo Econômico 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 E CONTROLADAS EM CONJUNTO Empresas de Geração e Transmissão 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 2012 e 2011, com predominância de usinas hidrelétricas. O sistema de transmissão da Chesf, em 31 de dezembro de 2012 era composto por km de linhas de transmissão em operação, sendo km de circuitos de transmissão em 500 kv, km de circuitos de transmissão em 230 kv, 791 km de circuitos de transmissão em tensões inferiores, 351 km de linhas em parcerias com outras empresas, várias subestações com tensão maior que 69 kv e transformadores efetivamente em operação em todos os níveis de tensão. 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 gerar, transmitir e comercializar energia elétrica, mediante Contrato de Concessão firmado com a ANEEL. O seu sistema de geração é baseado em usinas termoelétricas, com capacidade instalada de 840 MW, em 31 de dezembro de 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 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 2012, as operações da Eletronorte na área de geração de energia elétrica contavam com quatro usinas hidrelétricas, com capacidade instalada de MW e seis usinas termelétricas, com capacidade de 480 MW, perfazendo uma capacidade instalada de MW. Além dessas, a companhia tem participação em Sociedades de Propósito Específico detentoras da UHE Dardanelos e UTE Serra do Navio, os quais adicionam mais 75 MW de capacidade instalada, totalizando MW. A transmissão de energia é efetuada por um sistema composto, em 31 de dezembro de 2012, de Km de linhas de transmissão e diversas subestações no Sistema Interligado Nacional SIN, além de 696 Km de linhas de transmissão e várias subestações no sistema isolado, perfazendo um total de Km de linhas de transmissão, além de km de linhas em parcerias com outras empresas. 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 PÁGINA: 160 de 463

167 8.1 - Descrição do Grupo Econômico 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 é fornecida exclusivamente para controlada Furnas - Centrais Elétricas S.A. (parte relacionada), mediante contrato de compra e venda de energia elétrica. 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 setembro de 2011 entraram em operação as Usinas Eólicas Cerro Chato I, II e III no Estado do Rio Grande do Sul, com capacidade instalada total de 90 MW, sendo de 90% a participação da companhia nesses empreendimentos. O sistema de transmissão era composto, em 31 de dezembro de 2012, por km de linhas com tensões que variam de 525 a 69 kv, além de 790 Km 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 e Tocantins, além de participar de sociedades de propósito específico nas regiões de Tocantins, Rondônia e divisa entre os estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul. A comercialização de energia realiza-se com empresas distribuidoras de energia e consumidores de todo o território nacional. Em 31 de dezembro de 2012, o sistema de produção de energia elétrica de Furnas era composto por oito 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. Por meio de SPEs, a empresa operava, em 31 de dezembro de 2012, 941 MW de capacidade de geração. Na mesma data, seu sistema de transmissão possuía km de linhas, com tensões que variam de 750 a 25 kv, e mais 315 Km em parceria com outras empresas. 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 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. Inambari Geração de Energia S.A. ( IGESA ): PÁGINA: 161 de 463

168 8.1 - Descrição do Grupo Econômico 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 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. ( CHC ): 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, para operar o Projeto UHE TUMARIN, potência de 253 MW, investimento previsto de US$1 bilhão, localizado no município de La Cruz de Rio Grande, Nicarágua. A situação do projeto em 31 dezembro de 2012 era a seguinte: Projeto básico concluído; Contrato de EPC encontra-se com a minuta concluída; PPA e Contrato de Licença de Geração encontram-se em fase final de negociação; está concluída a primeira versão da estruturação financeira e preparação para as diversas aprovações internas e externas; o financiamento será do BNDES e BCIE. A consolidação do Plano de Negócios e o início das obras estão previstos para o 2º semestre de Eólica Mangue Seco 2 ( 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 12,080 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 2MW, totalizando 26MW de potência. Norte Energia S.A. ( Norte Energia ): Constituída em 26 de agosto de 2010, tendo a Eletrobras como acionista (49,98%) e as demais empresas participam com 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. Empresas de Distribuição Eletrobras Amazonas Energia: A Amazonas Energia S.A. ( Amazonas Energia ), tem como atividades principais a geração, distribuição e comercialização de energia elétrica no Estado do Amazonas. A Amazonas Energia, aliada aos produtores independentes da região, possuía, em 31 de dezembro de 2012, capacidade de geração de MW. A transmissão de energia é efetuada por um sistema composto, em 31 de dezembro de 2012, de 673 Km de linhas de transmissão. A distribuição de energia é realizada por meio de km de linhas e 50 subestações no Sistema Interligado Nacional SIN, de forma a atender 62 municípios e consumidores localizados no Estado do Amazonas. Eletrobras Distribuição Acre: PÁGINA: 162 de 463

169 8.1 - Descrição do Grupo Econômico A Companhia de Eletricidade Eletroacre ( 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 seus localidades integradas ao Sistema Rio Branco é realizado pela Eletronorte. Em 31 de dezembro de 2012, a Distribuição Acre era responsável pelo abastecimento de energia elétrica para consumidores. Eletrobras Distribuição Alagoas: A Companhia Energética de Alagoas CEAL ( 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 seu primeiro termo aditivo 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 ( 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 Distribuição Piauí tem como atividade principal a distribuição de energia elétrica, suprindo todos os 224 municípios do Estado do Piauí, com área de concessão de 251,5 km², atendendo mais de um milhão de consumidores, por meio de linhas e subestações, nas tensões de 138/69/34,5/13,8/7,97 kv. Eletrobras Distribuição Rondônia: A Centrais Elétricas de Rondônia S.A. CERON ( 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 seu primeiro termo aditivo, celebrados, respectivamente, em 21 de março de 2001 e 14 de outubro de 2005, válida até o ano de Outras Sociedades Controladas PÁGINA: 163 de 463

170 8.1 - Descrição do Grupo Econômico 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 2012, 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 2012, por 12 hidrelétricas nos Estados de São Paulo e Minas Gerais, tem capacidade instalada de megawatts (MW) e responde por cerca de 20% da energia gerada no Estado de São Paulo e de 2% da produção nacional. 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. As controladas são: CEB Distribuição S.A., CEB Geração S.A., CEB Participação S.A. (comercialização), CEB Lajeado S.A. (geradora) e Companhia Brasiliense de Gás. A controlada em conjunto é a Energética Corumbá III S.A. (geradora), enquanto que a coligada é a Corumbá Concessões S.A. (geradora). 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, com 59,93% das ações ordinárias (os restantes 40,07% pertencem à Eletrobras). A empresa desenvolve atividades de comercialização de 16,98% da energia elétrica produzida pela UHE Luís Eduardo Magalhães, com potência instalada de 902,5 MW e prazo de concessão a ser encerrado em A Usina localizase 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 Catarina, detentor de 50,17% das ações ordinárias da companhia. Estruturada como PÁGINA: 164 de 463

171 8.1 - Descrição do Grupo Econômico holding no ano de 2006, controla duas subsidiárias integrais: a Celesc Geração S.A. e a Celesc Distribuição S.A.. Detém o controle acionário da Companhia de Gás de Santa Catarina e é sócia das empresas Dona Francisca Energética S.A., Empresa Catarinense de Transmissão de Energia Elétrica, Companhia Catarinense de Água e Saneamento e da Usina Hidrelétrica Cubatão S.A. A Celesc Distribuição, em 31 de dezembro de 2012, detinha uma área de concessão responsável por 92% do território catarinense e do município de Rio Negro/PR. Atende a mais de dois milhões de unidades consumidoras em 262 municípios de Santa Catarina e um no Paraná. Também é responsável pelo fornecimento de energia elétrica para quatro empresas concessionárias e onze 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, atendendo consumidores em 143 municípios. 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, 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 (trinta) anos, com vigência até 28 de julho de 2028, renovável por igual período, cuja capacidade instalada, em 31 de dezembro de 2012, era de 105,01 MW. A CELPA está em processo de Recuperação Judicial, cujo pedido foi deferido em 29 de fevereiro de A administração da CELPA está em curso de negociação com seus credores - instituições financeiras - com o objetivo de alongar o perfil do seu endividamento. Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. ( CEMAT ) - sociedade por ações de capital aberto, em recuperação judicial, sob o controle acionário das empresas Rede Energia S.A. e Inepar S.A.- Indústria e Construções, 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, atendendo, em 31 de dezembro de 2012, consumidores em 141 municípios. 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, renovável por igual período. Além do contrato de distribuição, a CEMAT possui Contrato de Concessão de Geração 04/1997 de sete Usinas Termelétricas, com as respectivas subestações associadas, com vigência até 10 de dezembro de Em 31 de dezembro de 2012, sua capacidade instalada era de 61,95 MW. Companhia de Eletricidade do Amapá ( CEA ) Sociedade por ações de economia mista, é uma concessionária do serviço público de energia elétrica e seu acionista controlador é o Governo do Estado do Amapá, que detém 98,52% do capital votante. 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 Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A, para a cidade de Macapá e mais 13 municípios e terceiriza a produção de energia através da Soenergy Sistemas Internacionais de Energia Ltda., para três Municípios. A CEA distribui energia elétrica para dois Municípios com sua produção derivada de usinas termelétricas a óleo diesel, atendendo comercialmente aproximadamente consumidores em 31 de dezembro de Em novembro de 2012, a Eletrobras firmou, juntamente com o Governo do Estado do Amapá, um Protocolo de Intenções visando o saneamento finaceiro da CEA. Para mais informações sobre o Protocolo de Intenções, vide item 6.5 deste Formulário de Referência. PÁGINA: 165 de 463

172 8.1 - Descrição do Grupo Econômico 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, atendendo uma população estimada em 1,3 milhão de habitantes, distribuídos em 139 municípios, correspondendo a clientes atendidos em 31 de dezembro de 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 Duke Energy Internacional, Geração Paranapanema S.A. 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 - uma das maiores companhias energéticas dos Estados Unidos, administra oito usinas hidrelétricas instaladas no Rio Paranapanema: Jurumirim, Chavantes, Salto Grande, Capivara, Taquaruçu, Rosana, Canoas I e Canoas II - as duas últimas operadas em sistema de consórcio com a Companhia Brasileira de Alumínio - CBA. A capacidade instalada da CGEEP em 31 de dezembro de 2012 era de MW, o que a posiciona entre as maiores geradoras privadas do Brasil. Companhia Energética do Maranhão ( CEMAR ) - Empresa de economia privada de capital aberto, com sede em São Luís, no Estado do Maranhão, controlada pela Equatorial S.A. 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. Em 31 de dezembro de 2012, a CEMAR detinha a concessão para a distribuição de energia elétrica em 217 municípios do Maranhão, com uma área de concessão de 333 mil Km², com aproximadamente domicílios, perfazendo um total de habitantes. Companhia Energética de Pernambuco ( Celpe ) Sociedade por ações de capital aberto, controlada pela Neoenergia S.A., 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 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 2012, a CESP possuía um parque gerador instalado de MW, totalmente de origem hidráulica, correspondente a 53% da potência hidráulica instalada no Estado de São Paulo, composto pelas usinas de Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá, Engenheiro Sérgio Motta (Porto Primavera), Jaguari e Paraibuna. A Eletrobras é detentora de 2,05% do capital social total da companhia, dos quais 0,03% referem-se a ações ordinárias e 3,05% correspondem a ações preferenciais. Companhia Energética de Roraima ( CER ) A CER foi constituída no dia 05 de abril de 1969, pelo governador Hélio da Costa Campos. Na época, a empresa tinha o PÁGINA: 166 de 463

173 8.1 - Descrição do Grupo Econômico nome de Centrais Elétricas de Roraima e atendia todo o Estado, inclusive a capital Boa Vista. Com a encampação de parte da CER pelas Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. Eletronorte, em 1989, esta assumiu as atividades desenvolvidas pela CER 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 CER ficou a tarefa de atuar na geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica em todo o interior do Estado de Roraima. Além da sede dos 14 municípios, (Alto Alegre, Amajarí, Bonfim, Cantá, Caracaraí, Caroebe, Iracema, Mucajaí, Normandia, Pacaraima, Rorainópolis, São João da Baliza, São Luiz do Anauá e Uiramutã), a CER fornece energia 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 finaceiro da CER. Para mais informações sobre o Protocolo de Intenções, vide item 6.5 deste Formulário de Referência. Companhia Energética do Ceará ( Coelce ) A Coelce é uma sociedade por ações de capital aberto, controlada pela Investluz S/A (ambas empresas do Grupo Endesa), 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 de economia mista originada do processo de reestruturação societária da Companhia Estadual de Energia Elétrica CEEE, efetuada em novembro de Tem como maior investidor a Companhia Estadual de Energia Elétrica Participações - CEEE- Par, cuja participação é de 65,92% do capital total. Em 31 de dezembro de 2012, a CEED-D detinha a concessão para exploração dos serviços de distribuição de energia elétrica em 26% do território do Estado do Rio Grande do sul, atendendo 72 municípios. 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 total. 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 2012, por um parque gerador de 15 usinas hidrelétricas com uma potência instalada própria de 909,9 MW. Além disso, dispunha, na mesma data, do montante de 318,08 MW 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) - à exceção da UHE Dona Francisca - atingindo 1.227,98 MW de potência total. 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, em 31 de dezembro de 2012, 6.055,61 km de linhas de transmissão (LT) e, através da operação de 62 subestações, totalizou uma potência instalada de MVA. 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 PÁGINA: 167 de 463

174 8.1 - Descrição do Grupo Econômico 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 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, em 31 de dezembro de 2012, a localidades, pertencentes aos 392 dos 399 municípios no 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. A CTEEP é a principal concessionária privada do setor de transmissão de energia elétrica do Brasil. Sua rede de transmissão possuía, em 31 de dezembro de 2012, km de linhas, km de circuitos, km de cabos de fibra ótica e 106 subestações com tensão de até 550 kv. Na mesma data, a CTEEP possuía capacidade instalada de MVA, estando sitiada em São Paulo, mas atuando também por meio de subsidiárias e participações em 12 estados (RS, SC, PR, SC, MG, RN, MS, MT, GO, TO, MA e PI). Empresa Elétrica Bragantina S.A. ( EEB ) - uma distribuidora de energia elétrica e uma sociedade por ações de capital fechado controlada pela REDE ENERGIA S.A., que detém 96,4% das ações ordinárias e 91,5% do capital total da Companhia. A EEB atende a 15 municípios, sendo 5 no Estado de São Paulo e 10 no Estado de Minas Gerais, distribuídos em uma área de km². 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 cinco 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. Cumpre salientar que estas duas últimas usinas estão inoperantes e não participam da receita da empresa. Em 31 de dezembro de 2012, sua capacidade instalada era de 889 MW. 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. Com cinco distribuidoras no Brasil, das quais três na região Nordeste (Energisa Sergipe - Distribuidora de Energia S/A nova denominação de Energipe, no Estado de Sergipe, Energisa Paraíba - Distribuidora de Energia S/A nova denominação de Saelpa e Energisa Borborema - Distribuidora de Energia S/A nova denominação de CELB na Paraíba), uma na Zona da Mata de Minas Gerais (Energisa Minas Gerais - Distribuidora de Energia S/A nova denominação de CFLCL) e uma em Nova Friburgo, no Estado do Rio de Janeiro (Energisa Nova Friburgo - Distribuidora de Energia S/A nova denominação de CENF), PÁGINA: 168 de 463

175 8.1 - Descrição do Grupo Econômico abrange Km² de área coberta. Ao todo, em 31 de dezembro de 2012, eram aproximadamente 2,3 milhões de consumidores e uma população atendida de 6,5 milhões de habitantes em 352 municípios. 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 Em 31 de dezembro de 2012, sua capacidade instalada era de 652,2 MW. Paulista Lajeado Energia S.A. ( Paulista Lajeado ) - A Paulista Lajeado é uma sociedade anônima de capital fechado, controlada diretamente (59,93%) pela Companhia Jaguari de Geração de Energia (Jaguari Geração). A Paulista Lajeado tem como objeto social a geração e comercialização de energia, detendo 7,0% do capital votante da Investco S.A., empresa criada com o propósito de operar a Usina Hidrelétrica Luís Eduardo Magalhães (UHE Lajeado). A UHE Lajeado é um importante empreendimento de geração de energia elétrica, localizada no Rio Tocantins, com capacidade instalada total, em 31 de dezembro de 2012, de 902,5 MW, dos quais 6,93% são repassados à Paulista Lajeado para subsequente venda às distribuidoras de energia elétrica controladas pela CPFL Energia S.A. 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, com 3 turbinas, cada uma com potência de geração de 40 MW, totalizando a capacidade instalada de 120 MW. A Rede Energia possui uma participação de 61,7% no capital total e de 100% no capital votante da Tangará Energia, que detém 64% da concessão para exploração da UHE Guaporé. A energia elétrica produzida terá a seguinte destinação: (i) para uso exclusivo da Mineração Santa Elina Indústria e Comércio S.A., a parcela corresponde a 43 MW; (ii) para produção independente de energia elétrica, a parcela correspondente a 77 MW, na forma a ser estabelecida no contrato de concessão de uso de bem público. Outras Sociedades Coligadas 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. 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. O ativo imobilizado da Companhia é constituído basicamente do acervo da citada usina, que está localizada no Rio Paranaíba, com sede no Município de PÁGINA: 169 de 463

176 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Cachoeira Dourada - Goiás, com capacidade instalada, em 31 de dezembro de 2012, de 658 MW, subdivididos em 10 unidades geradoras. OUTRAS SOCIEDADES (Sociedades de Propósito Específico) Ao longo dos últimos anos, a Eletrobras firmou investimentos, mediante parcerias em projetos com a iniciativa privada, onde figura como acionista minoritário, detendo ações preferenciais. Estes empreendimentos têm como objeto a atuação na área de geração e transmissão de energia elétrica, cujos valores aportados estão classificados no ativo (investimentos) da Eletrobras. No mesmo sentido, tendo em vista as necessidades de expansão dos investimentos no Setor Elétrico, as empresas controladas pela Eletrobras participam, também de forma minoritária, com ações ordinárias, em empresas de concessão de serviços de energia elétrica, classificadas no ativo (investimentos) da Eletrobras. Abaixo seguem as informações das referidas empresas: 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 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%. Artemis Transmissora de Energia S.A. ( Artemis ) - Sociedade cujo objeto é a exploração de linhas de transmissão em 525 kv, ligando Salto Santiago - Ivaiporã e Ivaiporã - Cascavel D Oeste, totalizando 376 Km, conforme Contrato de Concessão nº 004/ ANEEL, celebrado em 18 de fevereiro de 2004, com prazo até 30 anos. A Eletrobras Eletrosul participa com 100% das ações do seu capital social. O início de suas operações ocorreu em outubro de 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, constituída de vinte e sete unidades aerogeradoras totalizando kw de capacidade instalada e kw médios de garantia física de energia, no Município de Galinhos, Estado do Rio Grande do Norte 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 Subestação Açu II. 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, 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 cem km de extensão, em circuito simples, interligando a Subestação Elevadora ao Barramento de 230 kv da Subestação Açu II, no Município de Galinhos, Estado do Rio Grande do Norte. Sua PÁGINA: 170 de 463

177 8.1 - Descrição do Grupo Econômico 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 A participação de Eletrobras Furnas corresponde a 30,61% do capital social e a CEMIG Geração e Transmissão S.A. detém participação de 69,39%. 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 75 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 49,9% do capital social da empresa que irá gerir a Usina, com potência de 855 MW, que será operada pelo consórcio Chapecoense composto pela CPFL (51%), Chapecoense, (40%), 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 foi 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 49,9%, Desenvix Energias Renováveis S.A., com 25,05%, 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 (51%) e Eletrobras Eletrosul (49%). Cia. Hidrelétrica Teles Pires S.A. Este empreendimento tem potência instalada de, no mínimo, MW, 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 Energia ano considerada é de ,00 MWh/ano, proveniente de cinco máquinas, com rendimento de 92,5%. O consócio foi firmado entre Eletrobras Furnas com 24,5%, Eletrobras Eletrosul com 24,5% e os sócios privados Neoenergia S.A., com 50,1%, e Odebrecht Participações e Investimentos S.A., com 0,9%. O contrato de concessão Nº 02/2011 tem prazo de 35 PÁGINA: 171 de 463

178 8.1 - Descrição do Grupo Econômico (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% e Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE com 10%. 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 24,50% e Eletrobras Eletronorte 24,50%) juntamente com a Neoenergia S.A., que detém 51%. 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, tendo sido comercializados 147 MW médios para o período de 2011 à 2041, 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 mínima 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 as empresas Suez Energy South America Participações Ltda. (50,1%) e Camargo Corrêa Investimentos em Infraestrutura S.A. (9,9%). 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 Eólica Cerro Chato I S.A. A SPE consiste na implantação da UEE Coxilha Negra V, com 30 MW de capacidade instalada, bem como as respectivas Instalações de Transmissão de Interesse Restrito à Usina, no município de Sant Ana do Livramento, Estado do Rio Grande do Sul. A composição acionária é formada por 90% da Eletrobras Eletrosul e 10% referente a Wobben Windpower Ind. e Com. Ltda. Eólica Cerro Chato II S.A. A SPE consiste na implantação da UEE Coxilha Negra VI, com 30 MW de capacidade instalada, bem como as respectivas Instalações de Transmissão de Interesse Restrito à Usina, no município de Sant Ana do Livramento, Estado do Rio Grande do Sul. Sua composição acionária é composta por: 90% da Eletrobras Eletrosul e 10% da Wobben Windpower Ind. e Com. Ltda. Eólica Cerro Chato III S.A. A SPE consiste na implantação da UEE Coxilha Negra VII, com 30 MW de capacidade instalada, bem como as respectivas Instalações de Transmissão de Interesse Restrito à Usina, no município de Sant Ana do Livramento, Estado do Rio Grande do Sul. Sua composição acionária corresponde a: 90% da Eletrobras Eletrosul e 10% da Wobben Windpower Ind. E Com. Ltda. 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 PÁGINA: 172 de 463

179 8.1 - Descrição do Grupo Econômico 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 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 25,5% e Abengoa Concessões Brasil Holding S/A com 25,5%. 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%, Engevix 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 - 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%. 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%) 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 PÁGINA: 173 de 463

180 8.1 - Descrição do Grupo Econômico linha e instalações vinculadas, bem como, as demais instalações necessárias às funções 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 Investimentos (17,6%), Andrade Gutierrez Participações (12,4%), CEMIG (10%), Fundo de Investimentos e Participações da Amazônia (20%) e Construtora Norberto Odebrecht (1%). Previsão de entrada em operação: primeira e segunda unidades geradoras em dezembro de 2012 e a última em junho de MGE Transmissão S.A. O Contrato de Concessão nº 008/2010 foi assinado em , 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%, Engevix com 20% e J.Malucelli com 31%. Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. ( Norte Brasil Transmissora ) - Tem por objetivo a construção, implantação e operação e manutenção do Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica da Rede Básica do Sistema Elétrico Interligado, composto pela Linha de Transmissão coletora Porto Velho - Araraquara, trecho 02, em Corrente Contínua, em cerca de 600 KV, com Km de extensão e com concessão por 35 anos. O Sistema Eletrobras possui participação de 49% das ações do capital social (Eletrobras Eletrosul possui 24,5% e Eletrobras Eletronorte 24,5%), ficando a Abengoa Concessões Brasil Holding S/A com 51,0%. Pedra Branca S.A. Empreendimento eólico localizado no Município de Sento Sé, estado da Bahia, possui potência instalada de 28,8 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., com 50,9% e Brennand Energia Eólica S.A. com 0,1%. Porto Velho Transmissora de Energia S.A. ( Porto Velho Transmissora ) - Tem por objetivo a implantação, operação e manutenção de Linha de Transmissão Coletora Porto Velho (RO), Subestação Coletora Porto Velho (RO), em 500/230 KV, e duas PÁGINA: 174 de 463

181 8.1 - Descrição do Grupo Econômico estações Conversoras CA/CC/CA Back-to-Back, em 400 MW, bem como demais instalações, com 17 Km de extensão e com concessão por 35 anos. Em 10 de agosto de 2010, foi publicada a Resolução Autorizativa ANEEL Nº 2499, por meio da qual esta anuiu com a transferência da participação no controle societário da Porto Velho Transmissora de Energia S.A, da Abengoa Concessões Brasil Holding S/A e Eletrobras Eletronorte para a Eletrobras Eletrosul. 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 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 (10%) e Eolo Energy (31%), participantes da estrutura acionária original. Rio Branco Transmissora de Energia S.A. ( RBTE ) Refere-se à Linha de Transmissão - LT Porto Velho Abunã e Abunã Rio Branco, em 230 kv, instalações vinculadas e demais instalações necessárias a funções de medição, supervisão, proteção, comando, telecomunicação, administração e apoio. Contrato de Concessão n 022/ ANEEL assinado em 19 de novembro de 2009, com validade de 30 anos contados de sua assinatura. A composição do capital social é da RBTE inclui a Eletrobras Eletronorte com 100,0%. 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%, Orteng, com 25,5%, Logos Engenharia, com 15,5% e Arcadis, com 10%. 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 28,8 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%, Brennand Energia S.A., com 50,9% e Brennand Energia Eólica S.A., com 0,1%. 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 210 MW, localizada no rio São Marcos, no Estado de Goiás, com concessão por 35 anos. A composição do capital social inclui Eletrobras Furnas (com 100,0% 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 28,8 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 PÁGINA: 175 de 463

182 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Nacional (SIN) na subestação Eletrobras Chesf de Sobradinho/BA. A composição do capital inclui a Eletrobras Chesf, com 49%, Brennand Energia S.A., com 50,9% e Brennand Energia Eólica S.A., com 0,1%. 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% do capital social, a Delta Construções S.A possui 25,5% e a Fuad Rassi Engenharia Ind. detém 25,5%. A entrada em operação estava prevista para julho 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 Eletrobras Furnas, 10% à Orteng, 41% à Transminas e 24,5% à CEMIG. 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 150 km de extensão. O capital social é formado por 24% correspondente à controlada Eletrobras Furnas, 10% à Orteng, 41% à Transminas e 25% à CEMIG. 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, 10% à Orteng, 41% à Transminas e 24% à CEMIG. 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% do capital social e os sócios privados, Delta e J. Malucelli, cada um com 25,5%, perfazendo um total de 51%, sendo que a SPE Transenergia São Paulo foi constituída em 30 de junho de Em janeiro de 2010, PÁGINA: 176 de 463

183 8.1 - Descrição do Grupo Econômico com a anuência e concordância de Eletrobras Furnas, a empresa J. Malucelli Energia comprou a participação da Delta, passando a deter assim 51% 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 Eletronorte, com 49%, Alupar Investimentos S.A., com 31% e Bimetal Engenharia e Construções Ltda., com 20%. 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. c) participações da Companhia em sociedades do grupo Encontra-se, abaixo, uma tabela representativa da exata participação da Eletrobras em suas controladas e coligadas, em 31 de dezembro de 2012: Participação da Companhia em sociedades do grupo Denominação Social Sociedade Ordinárias Preferenciais Participação Indireta Total CDSA Coligada 0,36% 0,00% 0,00% 0,1300% CEA Coligada 0,03% 0,00% 0,00% 0,0251% CEB Coligada 0,00% 6,56% 0,00% 3,2900% CEB Lajeado Coligada 0,00% 100,00% 0,00% 40,0700% CEEE D Coligada 32,23% 53,43% 0,00% 32,5900% CEEE GT Coligada 32,23% 53,43% 0,00% 32,5900% Celesc Coligada 0,03% 17,98% 0,00% 10,7500% PÁGINA: 177 de 463

184 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Celgpar Coligada 0,07% 0,00% 0,00% 0,0700% Celpa Coligada 34,79% 26,86% 0,00% 34,2400% Celpe Coligada 0,03% 13,79% 0,00% 1,5600% Celtins Coligada 0,00% 0,00% 0,00% 0,000026% CEMAR Coligada 33,48% 37,29% 0,00% 33,5500% CEMAT Coligada 5,14% 59,77% 0,00% 40,9200% CER Controlada 0,00% 100,00% 0,00% 0,00262% CESP Coligada 0,03% 3,05% 0,00% 2,0500% CGEEP Coligada 0,00% 0,70% 0,00% 0,4700% Coelce Coligada 0,00% 18,46% 0,00% 7,0600% Copel Coligada 1,06% 0,00% 0,00% 0,5600% CTEEP Coligada 9,75% 53,86% 0,00% 35,2300% Distribuição Acre Controlada 96,02% 89,62% 0,00% 94,2600% Distribuição Alagoas Distribuição Amazonas Controlada 100,00% 100,00% 0,00% 100,0000% Controlada 100,00% 0,00% 0,00% 100,0000% Distribuição Piauí Controlada 100,00% 100,00% 0,00% 100,0000% Distribuição Rondônia Controlada 100,00% 0,00% 0,00% 100,0000% EEB Coligada 0,13% 0,00% 0,00% 0,1100% Eletrobras CGTEE Controlada 99,99% 0,00% 0,00% 99,9900% Eletrobras Chesf Controlada 100,00% 86,55% 0,00% 99,5800% Eletrobras Eletronorte Eletrobras Eletronuclear Eletrobras Eletropar Eletrobras Eletrosul Eletrobras Furnas Controlada 99,47% 0,00% 0,00% 99,4700% Controlada 99,97% 99,72% 0,00% 99,9100% Controlada 83,71% 0,00% 0,00% 83,7100% Controlada 99,86% 0,00% 0,00% 99,8600% Controlada 99,82% 98,57% 0,00% 99,5400% PÁGINA: 178 de 463

185 8.1 - Descrição do Grupo Econômico EMAE Coligada 0,00% 64,82% 0,00% 39,0200% Energisa S.A. Coligada 1,26% 4,55% 0,00% 2,9800% Itaipu Controlada 50,00% 0,00% 0,00% 50,0000% Lajeado Energia Coligada 0,00% 90,78% 0,00% 40,0700% Paulista Lajeado Coligada 0,00% 100,00% 0,00% 40,0700% Tangará Coligada 0,00% 66,44% 0,00% 25,4700% Distribuição Roraima Controlada 100,00% 0,00% 99,45% 100,0000% AETE SPE (Eletrobras Eletronorte 49%) 0,00% 0,00% 48,731% 48,731% Águas da Pedra SPE (Eletrobras Eletronorte 24,5%/ Eletrobras Chesf 24,5%) 0,00% 0,00% 48,755% 48,755% Amapari SPE (Eletrobras Eletronorte 49%) 0,00% 0,00% 48,731% 48,731% Artemis SPE (Eletrobras Eletrosul 100%) 0,00% 0,00% 99,750% 99,750% Baguari SPE (Eletrobras Furnas 30,6%) 0,00% 0,00% 30,459% 30,459% Brasnorte Brasventos Eolo Brasventos Miassaba 3 SPE (Eletrobras Eletronorte 49,71%) SPE (Eletrobras Eletronorte 24,5%/ Eletrobras Furnas 24,5%) SPE (Eletrobras Eletronorte 24,5%/ Eletrobras Furnas 24,5%) 0,00% 0,00% 49,437% 49,437% 0,00% 0,00% 48,753% 48,753% 0,00% 0,00% 48,865% 48,865% CAIÇARA I SPE (Eletrobras Chesf 49%) 0,00% 0,00% 48,780% 48,780% CAIÇARA II SPE (Eletrobras Chesf 49%) 0,00% 0,00% 48,780% 48,780% Caldas Novas SPE (Eletrobras Furnas 49,9%) 0,00% 0,00% 49,670% 49,670% Centroeste de Minas SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% Chapecoense SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 39,816% 39,816% CHC Coligada SPE (Eletrobras 50%) 50,00% 0,00% 0,000% 50,000% Chuí Holding SPE (Eletrobras Eletrosul 49%) 0,00% 0,00% 48,878% 48,878% Consórcio Cruzeiro Sul Consórcio Luziâna SPE (Eletrobras Eletrosul 49%) 0,00% 0,00% 48,878% 48,878% SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% Construtora Integração SPE (Eletrobras Eletrosul 24,5%/ Eletrobras Eletronorte 24,5%) 0,00% 0,00% 48,804% 48,804% PÁGINA: 179 de 463

186 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Costa Oeste Transmissora de Energia Empresa Transmissão Energia Rio Grande Sul SPE (Eletrobras Eletrosul 49%) 0,00% 0,00% 48,878% 48,878% SPE (Eletrobras Eletrosul 100%) 0,00% 0,00% 99,750% 99,750% Enerpeixe SPE (Eletrobras Furnas 40%) 0,00% 0,00% 39,816% 39,816% Eólica Cerro Chato I Eólica Cerro Chato II Eólica Cerro Chato III SPE (Eletrobras Eletrosul 90%) 0,00% 0,00% 89,775% 89,775% SPE (Eletrobras Eletrosul 90%) 0,00% 0,00% 89,775% 89,775% SPE (Eletrobras Eletrosul 90%) 0,00% 0,00% 89,775% 89,775% ESBR SPE (Eletrobras Chesf 20%/ Eletrobras Eletrosul 20%) 0,00% 0,00% 39,860% 39,860% ETAU SPE (Eletrobras Eletrosul 27,4%) 0,00% 0,00% 27,332% 27,332% ETE SPE (Eletrobras Eletronorte 100%) 0,00% 0,00% 99,450% 99,450% Extremoz Transmissora do Nordeste - ETN SPE (Eletrobras Chesf 49%) 0,00% 0,00% 48,780% 48,780% GOIABEIRA SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% Goiás Transmissão SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,770% 48,770% HORIZONTE SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% IE Garanhuns SPE (Eletrobras Chesf 49%) 0,00% 0,00% 48,780% 48,780% IE Madeira SPE (Eletrobras Furnas 24,5%/ Eletrobras Chesf 24,5%) 0,00% 0,00% 48,777% 48,777% IGESA (Inambari) Coligada SPE (Eletrobras 29,4%/ Eletrobras Furnas 19,6%) 29,40% 0,00% 19,510% 48,910% Intesa SPE (Eletrobras Eletronorte 37%/ Eletrobras Chesf 12%) 0,00% 0,00% 48,743% 48,743% JANDAIA SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% JANDAIA 1 SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% JANDAIA 2 SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% JANDAIA I SPE (Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% PÁGINA: 180 de 463

187 8.1 - Descrição do Grupo Econômico JUNCO I SPE (Eletrobras Chesf 49%) 0,00% 0,00% 48,780% 48,780% JUNCO II SPE (Eletrobras Chesf 49%) 0,00% 0,00% 48,780% 48,780% Linha Verde Transmissora Livramento Holding SPE (Eletrobras Eletronorte 49%) 0,00% 0,00% 48,731% 48,731% SPE (Eletrobras Eletrosul 49%) 0,00% 0,00% 48,878% 48,878% Manaus Construtora Manaus Transmissora SPE (Eletrobras Eletronorte 30%/ Eletrobras Chesf 19,5%) SPE (Eletrobras Eletronorte 30%/ Eletrobras Chesf 19,5%) 0,00% 0,00% 49,247% 49,247% 0,00% 0,00% 49,247% 49,247% Mangue Seco 2 Coligada SPE (Eletrobras 49%) 49,00% 0,00% 0,000% 49,000% Marumbi Transmissora SPE (Eletrobras Eletrosul 20%) 0,00% 0,00% 19,950% 19,950% MESA SPE (Eletrobras Furnas 39%) 0,00% 0,00% 38,821% 38,821% MGE Transmissão SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% Norte Brasil Transmissora SPE (Eletrobras Eletrosul 24,5%/ Eletrobras Eletronorte 24,5%) 0,00% 0,00% 24,610% 24,610% Norte Energia Coligada SPE (Eletrobras 15%/ Eletrobras Chesf 15%/ Eletrobras Eletronorte 19,98%) 15% 0,00% 34,803% 49,803% NOSSA Sra. FATIMA SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% Pedra Branca SPE (Eletrobras Chesf 49%) 0,00% 0,00% 48,780% 48,780% PITOMBEIRA SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% Porto Velho Transmissora SPE (Eletrobras Eletrosul 100%) 0,00% 0,00% 99,750% 99,750% Rei dos Ventos 3 SPE (Eletrobras Eletronorte 24,5%/ Eletrobras Furnas 24,5%) 0,00% 0,00% 48,753% 48,753% Retiro Baixo SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% Rio Branco Transmissora Energia - RBTE SPE (Eletrobras Eletronorte 100%) 0,00% 0,00% 99,450% 99,450% SANTA CATARINA Santa Vitória do Palmar Holding SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% SPE (Eletrobras Eletrosul 49%) 0,00% 0,00% 48,878% 48,878% PÁGINA: 181 de 463

188 8.1 - Descrição do Grupo Econômico SÃO CLEMENTE SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% São Pedro do Lago SPE (Eletrobras Chesf 49%) 0,00% 0,00% 48,780% 48,780% Serra do Facão SPE (Eletrobras Furnas 49,47%) 0,00% 0,00% 49,272% 49,272% Sete Gameleiras SPE (Eletrobras Chesf 49%) 0,00% 0,00% 48,780% 48,780% STN SPE (Eletrobras Chesf 49%) 0,00% 0,00% 48,780% 48,780% Teles Pires SPE (Eletrobras Furnas 24,5%/ Eletrobras Eletrosul 24,5%) 0,00% 0,00% 48,826% 48,826% Transenergia Goiás Transenergia Renovável Transenergia São Paulo SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% Transirapé SPE (Eletrobras Furnas 24,5%) 0,00% 0,00% 24,387% 24,387% Transleste SPE (Eletrobras Furnas 24%) 0,00% 0,00% 23,890% 23,890% Transmissora Delmiro Gouveia - TDG Transmissora Matogrossense de Energia Transmissora Sul Brasileira Transnorte Energia SPE (Eletrobras Chesf 49%) 0,00% 0,00% 48,780% 48,780% SPE (Eletrobras Eletronorte 49%) 0,00% 0,00% 48,731% 48,731% SPE (Eletrobras Eletrosul 80%) 0,00% 0,00% 79,800% 79,800% SPE (Eletrobras Eletronorte 49%) 0,00% 0,00% 48,731% 48,731% Transudeste SPE (Eletrobras Furnas 25%) 0,00% 0,00% 24,885% 24,885% UEE FAMOSA I SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% UEE PAU BRASIL SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% UEE ROSADA SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% UEE SÃO PAULO SPE (Eletrobras Furnas 49%) 0,00% 0,00% 48,775% 48,775% Uirapuru SPE (Eletrobras Eletrosul 75%) 0,00% 0,00% 74,655% 74,655% 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 PÁGINA: 182 de 463

189 8.1 - Descrição do Grupo Econômico constituídas no âmbito federal e sob controle da União são consideradas sociedades sob controle comum em relação à Eletrobras. PÁGINA: 183 de 463

190 8.2 - Organograma do Grupo Econômico Formulário de Referência CENTRAIS ELETRICAS BRASILEIRAS SA Versão : 1 O organograma representativo das principais empresas componentes do Sistema Eletrobras, em 31 de dezembro de 2012, está representado abaixo: União 50,87% ON 0,00% PN 40,88% CST FGHAB FND FGO FGI BNDESPAR BNDES CEF 0,09% ON 0,00% PN 0,07% CST 4,20% ON 0,00% PN 3,37% CST 0,00% ON 0,18% PNB 0,03% CST 0,00% ON 3,30% PNB 0,65% CST 16,63% ON 7,04% PNB 14,75% CST 7,02% ON 6,88% PNB 6,99 % CST 0,80% ON 0,00 % PN 0,64 % CST Outros 20,39% ON 100,00% PNA 82,60% PNB 32,61% CST 83,71% ON 0,00% PN 83,71% CST 50,00% ON 0,00% PN 50,00% CST 100,00% ON 84,37% PN 99,58% CST 99,82% ON 98,57% PN 99,54% CST 99,47% ON 0,00% PN 99,47% CST 99,97% ON 99,72% PN 99,86% CST 99,75% ON 0,00% PN 99,75% CST 99,99% ON 0,00% PN 99,99% CST 100,00% ON 0,00% PN 100,00% CST 100,00% ON 100,00% ON 100,00% ON 100,00% PN 0,00% PN 100,00% PN 100,00% CST 100,00% CST 100,00% CST 100,00% ON 0,00% PN 100,00% CST 96,02% ON 89,62% PN 94,26% CST 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: 184 de 463