Formulário de Referência EDP ENERGIAS DO BRASIL S/A Versão : Declaração e Identificação dos responsáveis 1

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1 Índice 1. Responsáveis pelo formulário Declaração e Identificação dos responsáveis 1 2. Auditores independentes 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Outras informações relevantes 4 3. Informações financ. selecionadas Informações Financeiras Medições não contábeis Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras Política de destinação dos resultados Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas Nível de endividamento Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Outras informações relevantes Fatores de risco Descrição dos fatores de risco Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores Processos sigilosos relevantes Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Outras contingências relevantes Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados Risco de mercado Descrição dos principais riscos de mercado 66

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 157

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 256

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 297

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 343

6 Índice Informação sobre classe e espécie de valor mobiliário admitida à negociação em mercados estrangeiros Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor Descrição das ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiros Outras informações relevantes Planos de recompra/tesouraria Informações sobre planos de recompra de ações do emissor Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria Informações sobre valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento do último exercício social Outras informações relevantes Política de negociação Informações sobre a política de negociação de valores mobiliários Outras informações relevantes Política de divulgação Descrição das normas, regimentos ou procedimentos internos relativos à divulgação de informações Descrever a política de divulgação de ato ou fato relevante indicando o canal ou canais de comunicação utilizado(s) para sua disseminação e os procedimentos relativos à manutenção de sigilo acerca de informações relevantes não divulgadas Administradores responsáveis pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de divulgação de informações Outras informações relevantes Negócios extraordinários Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos negócios do emissor Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamente relacionados com suas atividades operacionais Outras informações relevantes 374

7 1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis Nome do responsável pelo conteúdo do formulário Cargo do responsável Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas Diretor Presidente/Relações com Investidores Os diretores acima qualificados, declaram que: a. reviram o formulário de referência b. todas as informações contidas no formulário atendem ao disposto na Instrução CVM nº 480, em especial aos arts. 14 a 19 c. o conjunto de informações nele contido é um retrato verdadeiro, preciso e completo da situação econômico-financeira do emissor e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores mobiliários por ele emitidos PÁGINA: 1 de 374

8 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Possui auditor? SIM Código CVM Tipo auditor Nome/Razão social Nacional Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes CPF/CNPJ / Período de prestação de serviço 08/03/2012 a 05/03/2013 Descrição do serviço contratado Montante total da remuneração dos auditores independentes segregado por serviço Justificativa da substituição Razão apresentada pelo auditor em caso da discordância da justificativa do emissor Nome responsável técnico Não aplicável Iara Pasian 08/03/2012 a 05/03/ Exercício 2012: Emissão de parecer de auditoria da DFP de 31/12/2012 e revisão dos ITR s (31/03/2012; 30/06/2012 e 30/09/2012), da Controladora e Controladas do Grupo EDP Energias do Brasil referentes ao exercício social de A informação sobre o montante total da remuneração dos auditores independentes deverá ser prestada somente em relação ao último exercício social, conforme Instrução da CVM nº 480/09, neste caso 31 de dezembro de 2014 que foi realizada pela PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes. Em 23 de abril de 2013 a Companhia divulgou, por meio de Comunicado ao Mercado, a mudança do auditor em conformidade com o art. 28 da Instrução CVM nº 308/99. A referida mudança de auditores independentes deu-se por término do contrato de prestação de serviços entre as partes. Por fim, foi informado ainda, que obtivemos a devida anuência da Deloitte, sobre a mudança mencionada. Período de prestação de serviço CPF Endereço Rua Alexandre Dumas, 1981, Ch Stº Antônio, São Paulo, SP, Brasil, CEP , Telefone (11) , Fax (11) , PÁGINA: 2 de 374

9 Possui auditor? SIM Código CVM Tipo auditor Nome/Razão social Nacional PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes CPF/CNPJ / Período de prestação de serviço 06/03/2013 Descrição do serviço contratado Montante total da remuneração dos auditores independentes segregado por serviço Justificativa da substituição Exercício 2014: A proposta dos Auditores Independentes inclui a Emissão de parecer de auditoria das DF s de 31 de dezembro de 2014, revisão das nossas ITR s e dos controles de SCIRF nas respectivas datas-base 31/03/2014; 30/06/2014 e 30/09/2014. Exercício 2013: a) A proposta dos Auditores Independentes inclui a Emissão de parecer de auditoria das DF s de 31 de dezembro de 2013, revisão das nossas ITR s e dos controles de SCIRF nas respectivas datas-base 31/03/2013; 30/06/2013 e 30/09/2013 na Companhia e suas controladas. b) Serviços relacionados à terceirização da folha de pagamento para a Companhia e suas controladas. c) Prestação de serviços de procedimentos previamente acordados no âmbito do programa Luz Para Todos, para atendimento ao Órgão Regulador (ANEEL) na controlada Escelsa. a)para o exercício social de 2014 o montante total da remuneração dos auditores independentes referente a Emissão de parecer de auditoria das DF s de 31 de dezembro de 2014, revisão das nossas ITR s e revisão dos Controles de SCIRF, para os períodos de 31/03/2014, 30/06/2014 e 30/09/2014, consolidado, foi de R$ ,76. Adicionalmente em 2014, foram prestados os seguintes serviços de procedimentos previamente acordados: (i) validação da CVA no valor de R$ ,36, em atendimento ao Órgão Regulador; (ii) procedimentos de Due Diligence no valor de R$20.991,25; e (iii) auditoria do processo de alienação de 50% da CEJA e Cachoeira Caldeirão no valor de R$71.065,73. O montante total destes serviços foi de R$ ,34 e ultrapassaram 5% do valor do contrato de prestação de serviços de auditoria. Os serviços previamente acordados foram concluídos no exercício de Não aplicável Razão apresentada pelo auditor em caso da discordância da justificativa do emissor Nome responsável técnico Não aplicável Valdir Renato Coscodai 06/03/ Período de prestação de serviço CPF Endereço Avenida Francisco Matarazzo, nº 1.400, Torre Torino - 10º, Água Branca, São Paulo, SP, Brasil, CEP , Telefone (11) , Fax (11) , PÁGINA: 3 de 374

10 2.3 - Outras informações relevantes 2.3. Outras informações relevantes A política de atuação da Companhia, bem como das demais empresas do Grupo EDP, quanto à contratação de serviços não relacionados à auditoria das demonstrações financeiras junto à empresa de auditoria, se fundamenta nos princípios que preservam a independência do auditor independente. Estes princípios consistem, de acordo com princípios internacionalmente aceitos, especialmente, o cumprimento de exigências éticas pelo auditor e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações financeiras estão livres de distorção relevante. Uma auditoria envolve, ainda, a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e das divulgações apresentados nas demonstrações financeiras. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações financeiras, independentemente se causada por fraude ou por erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações financeiras da Companhia para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Companhia. O processo de auditoria inclui também a avaliação da adequação das políticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto. Além desses, salientamos outros princípios internacionais aplicados, tais como: (a) o auditor não deve auditar o seu próprio trabalho; (b) o auditor não deve exercer funções gerenciais no seu cliente; e (c) o auditor não deve promover os interesses de seu cliente. Conforme previsto no estatuto social da Companhia, a deliberação sobre a seleção ou destituição dos auditores externos é de competência do Conselho de Administração. A Companhia adota a prática de não contratação dos auditores independentes para a prestação de serviços que não sejam relacionados à auditoria. Conforme divulgado em Comunicado ao Mercado em 23 de abril de 2013, a Companhia, em atendimento ao disposto no Artigo 31 da Instrução CVM nº 308/99, o qual determina a rotatividade dos auditores independentes a cada 5 (cinco) anos, aprovou na reunião do Conselho de Administração realizada em 03 de abril de 2013, a contratação da PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes ( PWC ). A PWC iniciou suas atividades a partir da revisão das informações trimestrais do primeiro trimestre de 2013 e encerrará com as demonstrações financeiras anuais de A Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes concordou com a substituição. A Companhia contratou a PWC para a prestação de serviços de auditoria externa relacionados aos exames das demonstrações financeiras. Em atendimento à Instrução CVM nº 381/03, informamos que essa empresa de auditoria não prestou, em 2014, serviços não-relacionados à auditoria externa cujos honorários fossem superiores a 5% do total de honorários recebidos por esse serviço. A Administração da Companhia declara que a prestação dos serviços foi feita em estrita observância das normas que tratam da independência dos auditores independentes em trabalhos de auditoria e não representaram situações que poderiam afetar a independência e a objetividade necessárias ao desempenho dos serviços de auditoria externa pela PWC. PÁGINA: 4 de 374

11 3.1 - Informações Financeiras - Consolidado Rec. Liq./Rec. Intermed. Fin./Prem. Seg. Ganhos (Reais) Últ. Inf. Contábil (30/06/2015) Exercício social (31/12/2014) Exercício social (31/12/2013) Exercício social (31/12/2012) 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 1, , , , PÁGINA: 5 de 374

12 3.2 - Medições não contábeis 3.2. Caso a Companhia tenha divulgado, no decorrer do último exercício social, ou deseje divulgar neste formulário medições não contábeis, a Companhia deve: a. Informar o valor das medições não contábeis O EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization ou LAJIDA Lucro antes de Juros, Impostos, Depreciação e Amortização) é uma medição não contábil preparada pela Companhia de acordo com o Ofício- Circular/CVM/SNC/SEP n 01/2007 e a Instrução CVM n 527, de 04 de outubro de 2012 ( Instrução CVM 527 ), que entrou em vigor em 1º de janeiro de 2013 e que dispõem sobre a forma de divulgação voluntária do EBITDA pelas companhias abertas. O EBITDA e as respectivas margens não são medidas reconhecidas pelas Práticas Contábeis Adotadas no Brasil ou pelas normas internacionais de relatório financeiro International Financial Reporting Standards ( IFRS ), emitidas pelo International Accounting Standard Board. O EBITDA possui um significado padrão, que consta do artigo 3º, inciso I, da Instrução CVM 527. No entanto, a Companhia não pode garantir que outras empresas, inclusive companhias fechadas, adotarão esse significado padrão. Nesse sentido, caso o significado padrão instituído pela Instrução CVM 527 não seja adotado por outras sociedades, o EBITDA divulgado pela Companhia pode não ser comparável ao EBITDA preparado por outras empresas. Além disso, divulgações feitas anteriormente à entrada em vigor da referida Instrução CVM 527 por sociedades que não foram obrigadas a retificá-las podem não adotar o significado padronizado instituído pela Instrução CVM 527. Abaixo apresentamos os valores do EBITDA e da margem EBITDA reconhecidos para os últimos três exercícios sociais e para os seis primeiros meses em 2015: 6M15 6M EBITDA (em R$ mil) EBITDA Ajustado (em R$ mil) Margem EBITDA (EBITDA/Receita Líquida*) 32,91% 20,72% 21,42% 22,38% 21,13% Margem EBITDA Ajustado(EBITDA Ajustado/Receita Líquida*) 35,29% 21,62% 22,25% 24,45% 22,84% (*) Receita líquida não considera Receita de construção b. Fazer as conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas De acordo com o Ofício Circular/CVM/SEP/nº 02/2015, o EBITDA deverá ser apresentado com a reconciliação das rubricas contábeis expressas diretamente nas demonstrações financeiras da companhia e, portanto, elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, podendo ser reconciliado com as demonstrações financeiras como segue: lucro (prejuízo) líquido antes do imposto de renda e contribuição social, resultado financeiro líquido, depreciação e amortização. b.1. EBITDA com o lucro líquido 6M15 6M Resultado Líquido do Exercício (+) Contribuição Social e Imposto de Renda (+) Resultado financeiro PÁGINA: 6 de 374

13 3.2 - Medições não contábeis (+) Depreciação e amortização EBITDA (+) Resultado das participações societárias EBITDA Ajustado Receita líquida (*) Margem EBITDA (EBITDA/Receita Líquida (*)) Margem EBITDA Ajustado (EBITDA Ajustado/Receita Líquida (*)) Margem líquida (Lucro Líquido/Receita Líquida (*)) Receita líquida não considera Receita de construção 32,91% 20,72% 21,42% 22,38% 21,13% 35,29% 21,62% 22,25% 24,45% 22,84% 18,66% 8,92% 9,74% 8,18% 8,61% c. Explicar o motivo pelo qual entende que tal medição é mais apropriada para a correta compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações: A Administração da Companhia entende que o EBITDA é útil para a compreensão da condição financeira da Companhia e do resultado de suas operações, pois, por não considerar no resultado os efeitos decorrentes de juros, impostos, depreciação e amortização, seu cálculo pode fornecer informações mais adequadas no que se refere à produtividade e à eficiência do negócio. A Companhia utiliza o EBITDA para avaliar seu desempenho em relação a outras empresas do setor, ainda que essas empresas façam o cálculo de maneira distinta, e se utiliza dessa medição para verificar se está conseguindo ser mais eficiente ou aumentar sua produtividade quando analisa a variação percentual do EBITDA entre determinado período e outro anterior. Além da importância do EBITDA para a Administração da Companhia, a EDP acredita que ele auxilia os investidores a identificar as empresas mais eficientes no que se refere à geração de caixa, dentro de um determinado segmento de mercado. Entretanto, é importante mencionar que, por esta medida poder diferir da definição utilizada por outras companhias, o EBITDA não deve ser utilizado em substituição às informações das demonstrações financeiras. PÁGINA: 7 de 374

14 3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras 3.3. Identificar e comentar qualquer evento subsequente às últimas demonstrações financeiras de encerramento de exercício social que as altere substancialmente (valores expressos em milhares de reais) O Conselho de Administração da Companhia autorizou a conclusão das informações contábeis intermediárias consolidadas relativas à 30 de junho de 2015 em 29 de julho de Os eventos subsequentes ocorridos entre 01 de julho de 2015 e a data da aprovação das informações contábeis intermediárias foram os seguintes: APINE obtém liminar que impede aplicação do Generation Scaling Factor - GSF às associadas Em 1º de julho de 2015, a APINE assegurou uma liminar que impede a aplicação do ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE para o grupo de empresas associadas até o trânsito em julgado da ação mencionada na nota A decisão proferida pela juíza federal da 20ª Vara Federal do Distrito Federal determinou multa diária de R$50 à ANEEL caso a decisão não seja cumprida. Esta liminar é válida para as liquidações a partir desta data caso haja geração total do MRE em montante inferior à garantia física desse mesmo conjunto. A decisão tem o condão de estancar os danos sofridos em razão dos atuais baixos valores do GSF, valores esses que refletem, desde o início de 2014, a circunstância da geração hidrelétrica ter sido reduzida por força de diversos atos estatais de ordem tanto estrutural quanto conjuntural. Conforme descrito na nota explicativa 21.1, em 30 de junho de 2015, os valores estimados relativos à liquidação do GSF contemplados pela liminar, cuja expectativa de impacto financeiro é de R$ Venda de participação acionária Pantanal Em 15 de julho de 2015 a Companhia comunicou ao mercado que, na presente data, assinou um contrato de compra e venda de quotas com a Cachoeira Escura Energética S.A. para vender 51,1 MW de capacidade instalada referente a 100% do capital votante da Pantanal. A Pantanal possui duas centrais hidrelétricas a UHE Assis Chateubriand (Mimoso) e a PCH Paraiso I, com capacidade instalada de 29,5 MW e 21,6MW, respectivamente. Ambas estão localizadas no estado do Mato Grosso do Sul. O valor da transação é de R$ , sendo essa a expectativa da Companhia de efeito caixa. A conclusão da transação está sujeita à aprovação prévia do Conselho Administrativo de Defesa Econômica - CADE e da ANEEL, além de outras medidas de natureza societária e contratual necessárias. O ganho na alienação da Pantanal será apurado quando da conclusão da transação, prevista para ocorrer até o primeiro trimestre de 2016, não sendo possível estimar este montante quando do fechamento destas informações contábeis intermediárias. PÁGINA: 8 de 374

15 3.4 - Política de destinação dos resultados 3.4. Política de destinação dos resultados dos 3 últimos exercícios sociais a) Regras sobre retenção de lucros De acordo com o artigo 31 do nosso estatuto social, 5% do lucro líquido apurado em cada De acordo com o artigo 31 do nosso estatuto social, 5% do lucro líquido apurado em cada exercício serão destinados a constituição da reserva legal, que não excederá 20% do capital social. O referido artigo estabelece, ainda, um dividendo mínimo obrigatório correspondente a 25% do nosso lucro líquido ajustado. exercício serão destinados a constituição da reserva legal, que não excederá 20% do capital social. O referido artigo estabelece, ainda, um dividendo mínimo obrigatório correspondente a 25% do nosso lucro líquido ajustado. De acordo com o artigo 31 do nosso estatuto social, 5% do lucro líquido apurado em cada exercício serão destinados a constituição da reserva legal, que não excederá 20% do capital social. O referido artigo estabelece, ainda, um dividendo mínimo obrigatório correspondente a 25% do nosso lucro líquido ajustado. A destinação da parcela do lucro líquido remanescente após a destinação para formação da reserva legal e o pagamento do dividendo mínimo será determinada pela Assembleia Geral com base na proposta da administração, sendo que, caso o saldo das reservas de lucros ultrapasse o capital social, a Assembleia Geral deliberará sobre a aplicação do excesso na integralização ou no aumento do capital social ou, ainda, na distribuição de dividendos adicionais aos acionistas. Não possuímos nenhuma reserva estatutária além das reservas obrigatórias previstas na legislação. Somente podemos destinar recursos para reservas ou retê-los com base em orçamento de capital após o pagamento do dividendo mínimo obrigatório. A destinação da parcela do lucro líquido remanescente após a destinação para formação da reserva legal e o pagamento do dividendo mínimo será determinada pela Assembleia Geral com base na proposta da administração, sendo que, caso o saldo das reservas de lucros ultrapasse o capital social, a Assembleia Geral deliberará sobre a aplicação do excesso na integralização ou no aumento do capital social ou, ainda, na distribuição de dividendos adicionais aos acionistas. Não possuímos nenhuma reserva estatutária além das reservas obrigatórias previstas na legislação. Somente podemos destinar recursos para reservas ou retê-los com base em orçamento de capital após o pagamento dividendo obrigatório. do mínimo A destinação da parcela do lucro líquido remanescente após a destinação para formação da reserva legal e o pagamento do dividendo mínimo será determinada pela Assembleia Geral com base na proposta da administração, sendo que, caso o saldo das reservas de lucros ultrapasse o capital social, a Assembleia Geral deliberará sobre a aplicação do excesso na integralização ou no aumento do capital social ou, ainda, na distribuição de dividendos adicionais aos acionistas. Não possuímos nenhuma reserva estatutária além das reservas obrigatórias previstas na legislação. Somente podemos destinar recursos para reservas ou retê-los com base em orçamento de capital após o pagamento dividendo obrigatório. do mínimo PÁGINA: 9 de 374

16 3.4 - Política de destinação dos resultados Adotamos uma política Adotamos uma política Adotamos uma política de dividendos que de dividendos que de dividendos que estabelece o estabelece o estabelece o compromisso da compromisso da compromisso da administração de administração de administração de distribuição de 50% do distribuição de 50% do distribuição de 50% do lucro líquido ajustado de lucro líquido ajustado de lucro líquido ajustado de cada exercício. Não cada exercício. Não cada exercício. Não obstante, podemos obstante, podemos obstante, podemos distribuir dividendos ou distribuir dividendos ou distribuir dividendos ou juros sobre o capital juros sobre o capital juros sobre o capital próprio em montante próprio em montante próprio em montante inferior a 50% do nosso inferior a 50% do nosso inferior a 50% do nosso lucro líquido ajustado em lucro líquido ajustado em lucro líquido ajustado em qualquer exercício, qualquer exercício, qualquer exercício, quando assim exigido quando assim exigido quando assim exigido por disposição legal ou por disposição legal ou por disposição legal ou regulamentar ou, ainda, regulamentar ou, ainda, regulamentar ou, ainda, quando recomendável quando recomendável quando recomendável em vista da nossa em vista da nossa em vista da nossa situação financeira e/ou situação financeira e/ou situação financeira e/ou perspectivas futuras, das perspectivas futuras, das perspectivas futuras, das condições macroeconômicas, condições de macroeconômicas, condições de macroeconômicas, de revisões e reajustes revisões e reajustes revisões e reajustes tarifários, de mudanças tarifários, de mudanças tarifários, de mudanças regulatórias, estratégia regulatórias, estratégia regulatórias, estratégia de crescimento, de crescimento, de crescimento, limitações contratuais e limitações contratuais e limitações contratuais e demais fatores demais fatores demais fatores considerados relevantes considerados relevantes considerados relevantes pelo nosso conselho de pelo nosso conselho de pelo nosso conselho de administração e pelos administração e pelos administração e pelos nossos acionistas. nossos acionistas. nossos acionistas. Na AGO realizada em 10 Na AGO realizada em 29 Na AGO realizada em 10 de abril de 2015, nossos de abril de 2014, nossos de abril de 2013, nossos acionistas deliberaram acionistas deliberaram, acionistas deliberaram reter o valor R$ adicionalmente, distribuir adicionalmente, distribuir milhões à rubrica de parcela de lucros retidos, parcela de lucros retidos, Reserva de Retenção de à débito da conta de à débito da conta de Lucros, com a finalidade Reserva de Retenção de Reserva de Retenção de de investimentos, Lucros da Companhia no Lucros da Companhia no conforme orçamento de valor de R$30.046, uma valor de R$45.687, uma capital aprovado na vez que a mencionada vez que a mencionada mesma AGO. parcela cumpriu o parcela cumpriu o objetivo para o qual foi objetivo para o qual foi constituída, não mais se constituída, não mais se justificando a justificando a manutenção da manutenção da retenção desse retenção desse montante. montante. b) Regras sobre distribuição de dividendos O artigo 31 do nosso estatuto social estabelece um dividendo mínimo obrigatório O artigo 31 do nosso estatuto social estabelece um dividendo mínimo obrigatório O artigo 31 do nosso estatuto social estabelece um dividendo mínimo obrigatório PÁGINA: 10 de 374

17 3.4 - Política de destinação dos resultados correspondente a 25% do nosso lucro líquido ajustado. De acordo com o artigo 33 do nosso estatuto social, podemos pagar aos nossos acionistas juros sobre o capital próprio (JCP), os quais poderão ser imputados ao dividendo mínimo obrigatório. Os JCPs que não forem reclamados dentro do prazo de 3 anos após a data em que forem colocados à disposição dos acionistas serão revertidos em favor da Companhia (art. 33, Par. Único). Os dividendos não reclamados no prazo de 3 (três) anos, contado da data em que tenham sido postos à disposição dos acionistas, prescreverão em benefício da Companhia, conforme parágrafo único do nosso artigo 31. Na AGO realizada em 10 de abril de 2015, nossos acionistas deliberaram a distribuição de dividendos no valor total de R$ , equivalente a 25% do lucro líquido ajustado de Os juros sobre o capital próprio foram imputados dividendos. aos Ainda, na AGO realizada em 10 de abril de 2015, nossos acionistas deliberaram reter o valor R$ milhões à rubrica de Reserva de Retenção de Lucros, com a finalidade de investimentos, conforme orçamento de capital aprovado na mesma AGO. correspondente a 25% do nosso lucro líquido ajustado. De acordo com o artigo 33 do nosso estatuto social, podemos pagar aos nossos acionistas juros sobre o capital próprio (JCP), os quais poderão ser imputados ao dividendo mínimo obrigatório. Os JCPs que não forem reclamados dentro do prazo de 3 anos após a data em que forem colocados à disposição dos acionistas serão revertidos em favor da Companhia (art. 33, Par. Único). Os dividendos não reclamados no prazo de 3 (três) anos, contado da data em que tenham sido postos à disposição dos acionistas, prescreverão em benefício da Companhia, conforme parágrafo único do nosso artigo 31. Na AGO realizada em 29 de abril de 2014, nossos acionistas deliberaram a distribuição de dividendos no valor total de R$ , equivalente a 100% do lucro líquido ajustado de Os juros sobre o capital próprio foram imputados aos dividendos distribuídos no exercício social de Na AGO realizada em 29 de abril de 2014 não houve retenção de lucros. correspondente a 25% do nosso lucro líquido ajustado. De acordo com o artigo 33 do nosso estatuto social, podemos pagar aos nossos acionistas juros sobre o capital próprio (JCP), os quais poderão ser imputados ao dividendo mínimo obrigatório. Os JCPs que não forem reclamados dentro do prazo de 3 anos após a data em que forem colocados à disposição dos acionistas serão revertidos em favor da Companhia (art. 33, Par. Único). Os dividendos não reclamados no prazo de 3 (três) anos, contado da data em que tenham sido postos à disposição dos acionistas, prescreverão em benefício da Companhia, conforme parágrafo único do nosso artigo 31. Na AGO realizada em 10 de abril de 2013, nossos acionistas deliberaram a distribuição de dividendos no valor total de R$ , equivalente a 100,00% do lucro líquido ajustado de Os juros sobre o capital próprio foram imputados aos dividendos distribuídos no exercício social de Na AGO realizada em 10 de abril de 2013 não houve retenção de lucros. PÁGINA: 11 de 374

18 3.4 - Política de destinação dos resultados c) Periodicidade das distribuições de dividendos d) Eventuais restrições à distribuição de dividendos impostas por legislação ou regulamentação especial aplicável a Companhia, assim como contratos, decisões judiciais, administrativas ou arbitrais. Anual. No entanto, de acordo com os artigos 22, s e 32 do nosso estatuto social, nosso conselho de administração pode declarar dividendos intermediários e intercalares, bem como juros sobre o capital próprio, base em balanços semestrais e/ou trimestrais. Os dividendos intermediários e intercalares poderão ser imputados ao dividendo mínimo obrigatório. A Lei das Sociedades por Ações permite que nós suspendamos a distribuição do dividendo obrigatório caso o Conselho de Administração informe à Assembleia Geral que a distribuição é incompatível com a sua condição financeira. O Conselho Fiscal, se instalado, deve emitir seu parecer sobre a recomendação do Conselho de Administração. Ademais, o Conselho de Administração deverá apresentar justificativa para a suspensão à CVM dentro de cinco dias da realização da Assembleia Geral. Os lucros não distribuídos, em razão da suspensão na forma acima mencionada, serão destinados a uma reserva especial e, caso não sejam absorvidos por prejuízos subsequentes, deverão ser pagos, a título de dividendos, tão logo a condição financeira da companhia o permita. Anual. No entanto, de acordo com os artigos 22, s e 32 do nosso estatuto social, nosso conselho de administração pode declarar dividendos intermediários e intercalares, bem como juros sobre o capital próprio, base em balanços semestrais e/ou trimestrais. Os dividendos intermediários e intercalares poderão ser imputados ao dividendo mínimo obrigatório. A Lei das Sociedades por Ações permite que nós suspendamos a distribuição do dividendo obrigatório caso o Conselho de Administração informe à Assembleia Geral que a distribuição é incompatível com a sua condição financeira. O Conselho Fiscal, se instalado, deve emitir seu parecer sobre a recomendação do Conselho de Administração. Ademais, o Conselho de Administração deverá apresentar justificativa para a suspensão à CVM dentro de cinco dias da realização da Assembleia Geral. Os lucros não distribuídos, em razão da suspensão na forma acima mencionada, serão destinados a uma reserva especial e, caso não sejam absorvidos por prejuízos subsequentes, deverão ser pagos, a título de dividendos, tão logo a condição financeira da companhia o permita. Anual. No entanto, de acordo com os artigos 22, s e 32 do nosso estatuto social, nosso conselho de administração pode declarar dividendos intermediários e intercalares, bem como juros sobre o capital próprio, base em balanços semestrais e/ou trimestrais. Os dividendos intermediários e intercalares poderão ser imputados ao dividendo mínimo obrigatório. A Lei das Sociedades por Ações permite que nós suspendamos a distribuição do dividendo obrigatório caso o Conselho de Administração informe à Assembleia Geral que a distribuição é incompatível com a sua condição financeira. O Conselho Fiscal, se instalado, deve emitir seu parecer sobre a recomendação do Conselho de Administração. Ademais, o Conselho de Administração deverá apresentar justificativa para a suspensão à CVM dentro de cinco dias da realização da Assembleia Geral. Os lucros não distribuídos, em razão da suspensão na forma acima mencionada, serão destinados a uma reserva especial e, caso não sejam absorvidos por prejuízos subsequentes, deverão ser pagos, a título de dividendos, tão logo a condição financeira da companhia o permita. PÁGINA: 12 de 374

19 3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido (Reais) Últ. Inf. Contábil Exercício social 31/12/2014 Exercício social 31/12/2013 Exercício social 31/12/2012 Lucro líquido ajustado 0, , , ,00 Dividendo distribuído em relação ao lucro líquido ajustado 0, , , , Taxa de retorno em relação ao patrimônio líquido do emissor 0, , , , Dividendo distribuído total 0, , , ,00 Lucro líquido retido 0, ,00 0,00 0,00 Data da aprovação da retenção 10/05/2015 Lucro líquido retido Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Dividendo Obrigatório Ordinária 0, , ,00 10/12/ ,00 24/09/2013 Juros Sobre Capital Próprio Ordinária , ,00 10/12/ ,00 07/06/2013 PÁGINA: 13 de 374

20 3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas 3.6. Informar se, nos 3 últimos exercícios sociais, foram declarados dividendos a conta de lucros retidos ou reservas constituídas em exercícios sociais anteriores (Em milhares de reais, exceto quando indicado) Reservas constituídas , Conforme Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária realizada em 29 de abril de 2014, foi aprovado a distribuição de parcela de lucros retidos, a débito da conta de Reserva de Retenção de Lucros da Companhia, no valor de R$30.046, equivalente a R$0, para cada ação ordinária, uma vez que a mencionada parcela cumpriu o objetivo para o qual foi constituída, não mais se justificando a manutenção da retenção desse montante Conforme Assembleia Geral Ordinária realizada em 10 de abril de 2013, adicionalmente, a distribuição dos lucros do exercício foi aprovada a distribuição de parcela de lucros retidos, a débito da conta de Reserva de Retenção de Lucros da Companhia, no valor de R$45.686, equivalente a R$0, para cada ação ordinária, uma vez que a mencionada parcela cumpriu o objetivo para o qual foi constituída, não mais se justificando a manutenção da retenção desse montante Em 2012 não foram declarados dividendos à conta de lucros retidos ou reservas constituídas. PÁGINA: 14 de 374

21 3.7 - Nível de endividamento Exercício Social Montante total da dívida, de qualquer natureza Tipo de índice Índice de endividamento 30/06/ ,00 Índice de Endividamento 1, /12/ ,00 Índice de Endividamento 1, Descrição e motivo da utilização de outro índice PÁGINA: 15 de 374

22 3.8 - Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Últ. Inf. Contábil (30/06/2015) Tipo de dívida Inferior a um ano Um a três anos Três a cinco anos Superior a cinco anos Total Garantia Real , ,00 0,00 0, ,00 Garantia Flutuante , , , , ,00 Quirografárias , , , , ,00 Total , , , , ,00 Observação Garantia Real: Dívidas garantidas por bens integrantes do ativo da companhia emissora; Garantia Flutuante: os bens objeto da garantia flutuante não ficam vinculados à emissão, o que possibilita à emissora dispor desses bens sem prévia autorização; Dívidas Quirografárias: Não oferecem privilégio algum sobre o ativo da emissora; As informações apresentadas neste item referem-se às demonstrações financeiras consolidadas da Companhia. Exercício social (31/12/2014) Tipo de dívida Inferior a um ano Um a três anos Três a cinco anos Superior a cinco anos Total Garantia Real , ,00 0,00 0, ,00 Garantia Flutuante , , , , ,00 Quirografárias , , , , ,00 Total , , , , ,00 Observação Garantia Real: Dívidas garantidas por bens integrantes do ativo da companhia emissora; Garantia Flutuante: os bens objeto da garantia flutuante não ficam vinculados à emissão, o que possibilita à emissora dispor desses bens sem prévia autorização; Dívidas Quirografárias: Não oferecem privilégio algum sobre o ativo da emissora; As informações apresentadas neste item referem-se às demonstrações financeiras consolidadas da Companhia. PÁGINA: 16 de 374

23 3.9 - Outras informações relevantes 3.9. Outras informações relevantes A 1ª emissão de Notas Promissórias da Companhia possui cláusula de aceleração do vencimento da dívida caso as controladas EDP Bandeirante, EDP Escelsa ou Enerpeixe não cumpram determinadas condições, conforme apresentado no item deste Formulário de Referência. As dívidas junto ao BNDES possuem cláusula de aceleração do vencimento da dívida entre a EDP Energias do Brasil S.A. (EDP - Energias do Brasil) e suas controladas diretas e indiretas. Ou seja, caso uma empresa do Grupo Econômico da EDP - Energias do Brasil venha a ficar inadimplente junto ao BNDES, as dívidas do BNDES junto ao grupo econômico sofrerão aceleração do vencimento. 3.1 (f) - Número de Ações, Ex-Tesouraria Desconsideramos as ações em tesouraria e levamos em consideração o Desdobramento das Ações da EDP ocorrido em 10 de abril de 2012, conforme descrito abaixo: Desdobramento de Ações EDP Em 10 de abril de 2012, por meio da Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária de Acionistas da Companhia, foi aprovado o desdobramento das ações ordinárias representativas do capital social de forma que cada ação ordinária do capital social passa a ser representada por 3 ações da mesma espécie e com os mesmos direitos políticos e econômicos da ação desdobrada, para cada ação existente na data da AGOE. O desdobramento teve como intuito estimular a ampliação e diversificação da estrutura acionária da Companhia, objetivando, da mesma forma, o aumento da liquidez das ações negociadas na BM&FBOVESPA. A instituição financeira custodiante das ações escriturais da Companhia Itaú Corretora de Valores S.A. - será responsável pelo crédito automático das novas ações na conta dos acionistas da Companhia, na proporção das ações inscritas nos registros de ações na data da realização da Assembleia Geral. Em relação às informações financeiras apresentadas neste item 3, esclarecemos que as informações financeiras da companhia foram preparadas em milhares de reais, conforme se verifica em suas demonstrações financeiras. Entretanto, em decorrência do programa EmpresasNet ser parametrizado, apresentamos as informações solicitadas em Reais PÁGINA: 17 de 374

24 4.1 - Descrição dos fatores de risco 4.1. Descrever fatores de risco que possam influenciar a decisão de investimento, em especial, aqueles relacionados: (Em milhares de reais, exceto quando indicado). a) Ao emissor Nós podemos adquirir outras empresas no setor elétrico como já fizemos no passado, o que poderia aumentar nossa alavancagem e afetar adversamente nossa performance consolidada Regularmente analisamos oportunidades para adquirir outras empresas dedicadas a atividades de geração e distribuição de energia elétrica. Se adquirirmos outras empresas de energia elétrica, isso poderá aumentar nossa alavancagem ou reduzir nosso lucro. Além disso, podemos não ser capazes de integrar as atividades das empresas adquiridas visando obter economias de escala e ganhos de eficiência nos prazos esperados que sempre norteiam essas aquisições. O insucesso de quaisquer destas medidas pode afetar de maneira adversa nossa situação financeira e o resultado de nossas operações. Nossas dívidas podem ser vencidas antecipadamente Somos parte em diversos contratos financeiros, vários dos quais nos exigem manter certos índices financeiros ou cumprir outras obrigações específicas. Qualquer inadimplemento em decorrência da inobservância dessas obrigações que não seja sanado ou renunciado pelos respectivos credores resultará no vencimento antecipado do saldo devedor da respectiva dívida, bem como pode resultar no vencimento antecipado de dívidas de outros contratos financeiros. Nossos ativos e fluxo de caixa podem não ser suficientes para pagar integralmente o saldo devedor de nossos contratos de financiamento, caso ocorra um evento de vencimento antecipado que não seja sanado ou renunciado pelos respectivos credores, o que poderá causar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. A perda das nossas concessões pode gerar prejuízos em nossos resultados As concessões estão sujeitas à extinção antecipada em circunstâncias como: a concessionária deixar de cumprir com qualquer das condições estabelecidas nos contratos de concessão, encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial, anulação do contrato de concessão, falência, extinção da concessionária ou por meio de expropriação, se for de interesse público. Há previsão de penalidade e intervenção no contrato de concessão. Da mesma forma, no caso de descumprimento dos termos das autorizações que permitem o funcionamento de nossas usinas termoelétricas ( UTEs ) e eólicas ( EOLs ), a respectiva autorização pode ser cassada. A extinção antecipada dos contratos de concessão e/ou a cassação de autorizações, assim como a imposição de penalidades associadas a tal extinção, pode gerar significativos impactos em nossos resultados e afetar nossa capacidade de pagamento e cumprimento de obrigações financeiras. Podemos não conseguir implementar integralmente nossa estratégia de negócios A capacidade de implementar nossa estratégia de negócios depende de vários fatores e está sujeita a determinados riscos, incluindo fatores macroeconômicos e novas políticas públicas aplicadas pelo Governo Federal ao setor energético. Nossa estratégia de ampliar a atuação no segmento de geração depende da nossa capacidade de: (i) obter o direito de construir novos projetos de geração por meio de licitações conduzidas de acordo com Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico; (ii) concluir a construção dos atuais projetos de geração; e (iii) adquirir ativos de geração hidrelétrica em projeto ou em operação, assim como aumentar a participação em ativos nos quais somos acionistas. A estratégia para desenvolver nossas atividades de comercialização de energia depende da nossa capacidade de: (i) sermos flexíveis para operar em um mercado altamente competitivo; e (ii) gerenciar os riscos de mercado inerentes ao comércio de energia. Com relação à JUR_SP v PÁGINA: 18 de 374

25 4.1 - Descrição dos fatores de risco distribuição, o sucesso de nossa estratégia depende da capacidade de mantermos investimentos na eficiência operacional. A ocorrência adversa em alguns destes riscos poderá levar ao insucesso das estratégias de negócio, causando um efeito negativo nos nossos resultados. Mudanças nos subsídios atualmente ou futuramente existentes poderão ter efeito negativo relevante sobre os resultados da Companhia Certos benefícios fiscais (diferimento, isenção ou outro) que beneficiariam a Companhia podem não se efetivar por parte dos Estados nos quais os projetos da Companhia se localizam. No caso da concessão destes benefícios fiscais não se efetivar, as estimativas econômico-financeiras da Companhia podem não se concretizar, bem como pode haver a necessidade de desembolsos não previstos, fato que pode afetar de maneira adversa os negócios e resultados operacionais e financeiros da Companhia. Decisões adversas em processos judiciais, arbitrais ou administrativos podem afetar negativamente os resultados das nossas operações Figuramos como réu em processos judiciais, arbitrais e administrativos. A Companhia poderá ainda vir a ser parte em processos judiciais e/ou administrativos, envolvendo, entre outras, questões tributárias, regulatórias, ambientais, cíveis e trabalhistas referentes à atuação da Companhia e/ou de suas controladas. A Companhia não pode garantir que os resultados de tais processos lhe serão favoráveis ou, ainda, que os riscos inerentes a tais ações estejam plenamente provisionados. Decisões contrárias aos interesses da Companhia e de sua administração que alcancem valores substanciais com relação à capacidade financeira da Companhia ou que impeçam a realização dos negócios da Companhia conforme planejados poderão afetar adversamente os resultados da Companhia. Para uma descrição dos nossos principais processos judiciais, administrativos e arbitrais, veja os itens 4.3 a 4.7 deste Formulário de Referência. Se formos condenados a efetuar pagamentos em montante superior ao das nossas provisões, poderemos ter um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. Nossos negócios poderão ser prejudicados por disputas trabalhistas, greves e/ou interrupções de trabalho Atualmente somos parte em diversas reclamações trabalhistas movidas por nossos empregados que, em sua maioria, reivindicam remuneração de horas extras e adicional de periculosidade. Disputas contratuais, greves, reclamações ou outros tipos de conflitos com nossos empregados ou com seus sindicatos poderão ter um impacto relevante sobre nossa capacidade de promover níveis normais de serviço e esperados padrões de qualidade, bem como poderão afetar negativamente nossos negócios, resultados operacionais e situação financeira. Poderemos vir a precisar de capital no futuro, por meio do acesso ao mercado de capitais ou financiamentos Poderemos vir a ter que captar recursos no futuro por meio de operações de emissão pública ou privada de ações ou valores mobiliários conversíveis em, ou permutáveis por ações. Qualquer captação de recursos por meio da distribuição de ações ou valores mobiliários conversíveis em, ou permutáveis por ações pode resultar em alteração no preço das ações e na diluição da participação de investidores no nosso capital social. Não podemos assegurar a disponibilidade de capital adicional ou, se disponível, que o mesmo terá condições de captação economicamente satisfatórias. A falta de acesso a capital adicional em condições satisfatórias, inclusive, aumento nas taxas de juros, pode restringir nosso crescimento e desenvolvimento de nossas atividades, o que pode vir a prejudicar nossas atividades, situação financeira e resultados operacionais. JUR_SP v PÁGINA: 19 de 374

26 4.1 - Descrição dos fatores de risco Somos objetivamente responsáveis por quaisquer danos resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de energia De acordo com a legislação em vigor, somos, na qualidade de prestadora de serviços públicos, objetivamente responsáveis por danos diretos e indiretos resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de eletricidade, tais como: (i) perdas e danos causados a terceiros em decorrência de falhas na operação de suas usinas, que acarretem indisponibilidade forçada, interrupções ou distúrbios aos sistemas de distribuição e/ou transmissão; ou (ii) interrupções ou distúrbios que não possam ser atribuídos a nenhum agente identificado do setor elétrico. Tal responsabilidade poderá acarretar efeito substancial e adverso na condução dos nossos negócios, nos nossos resultados operacionais e na nossa condição financeira. Isso significa que podemos ser considerados responsáveis por quaisquer danos, independentemente de culpa ou dolo. A cobertura de seguro da Companhia pode não ser suficiente para cobrir eventuais perdas Nossas apólices de seguro podem não ser suficientes para cobrir totalmente as responsabilidades em que podemos incorrer no curso habitual dos nossos negócios. Além disso, pode ser que não sejamos capazes de obter, no futuro, seguro nos mesmos termos que os atuais. Os resultados das nossas operações podem ser prejudicados pela ocorrência de acidentes que resultem em danos em relação aos quais não estejamos totalmente cobertos nos termos das nossas apólices de seguro em vigor. Medidas governamentais destinadas a controlar a aquisição de propriedades rurais por estrangeiros poderão impor ao desenvolvimento dos nossos negócios e operações novas providências Em agosto de 2010, o Presidente da República aprovou parecer da Advocacia Geral da União que entende pela recepção integral da Lei n.º 5.709/71 pela Constituição Federal de 1988, limitando, portanto, a compra e o arrendamento de terras no Brasil por (i) estrangeiros ou (ii) por pessoas jurídicas brasileiras da qual participem, a qualquer título, pessoas estrangeiras, que tenham a maioria do seu capital e residam ou tenham sede no exterior, quando aprovado pelas autoridades competentes. A impossibilidade em obter as aprovações necessárias para a aquisição de novas propriedades, o que poderá estender os períodos projetados para investimento ou até inviabilizar novas aquisições, causando impactos adversos em nossos negócios e operações, além de resultar em efeitos adversos em nossos resultados futuros. Dependemos da qualificação técnica de membros de nossa administração e não podemos garantir que seremos capazes de reter ou substituí-los por pessoas com mesma experiência e qualificação Parte do nosso sucesso depende das habilidades e esforços do nosso atual quadro administradores e colaboradores de alto escalão, os quais poderão afastar-se no futuro. Se administradores ou colaboradores de alto escalão optarem por não mais participar da gestão dos nossos negócios, podemos não ser capazes de contratar profissionais igualmente qualificados. A perda de membros da administração executiva e a incapacidade de contratar profissionais com a mesma experiência e qualificação poderão ter efeito prejudicial sobre nossos negócios. Algumas controladas possuem obrigações ou avenças que podem interferir na capacidade de distribuir de dividendos Somos uma sociedade de participação (holding), de modo que nossa receita constitui-se, quase que exclusivamente pelo resultado de nossas controladas e coligadas. Algumas das nossas controladas e coligadas estão sujeitas a determinados contratos de financiamento que restringem a sua capacidade de fazer distribuições de dividendos e de juros sobre capital próprio, o que pode afetar negativamente nossa situação financeira e resultados operacionais. JUR_SP v PÁGINA: 20 de 374

27 4.1 - Descrição dos fatores de risco A Companhia mantém relações contratuais com partes relacionadas que podem gerar potenciais conflitos de interesse. Essas situações de conflito poderão afetar adversamente nossos negócios, resultados operacionais e financeiros, bem como nossos fluxos de caixa e de nossas subsidiárias. Empresas sob controle comum conosco, atualmente prestam, e poderão continuar a prestar, serviços de engenharia para nós e para nossas controladas. Estas contratações podem gerar potenciais conflitos de interesses conosco, seja na contratação do serviço ou ao longo da execução do contrato. Essas situações de conflito poderão afetar adversamente nossos negócios, resultados operacionais e financeiros, bem como nossos fluxos de caixa e de nossas subsidiárias. A Companhia utiliza contratos de derivativos com propósito de proteção patrimonial (hedge) A Companhia e suas controladas podem contratar empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira. Na ocorrência desse tipo de contratação, há riscos de variação das taxas de câmbio de juros internacionais da moeda original do contrato. Para os empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira contratados, a Companhia e suas controladas tem utilizado instrumentos financeiros derivativos para fins de proteção patrimonial. b) Com relação à sua controladora, direta ou indireta, ou grupo de controle Os interesses dos nossos acionistas controladores podem entrar em conflito com os interesses dos investidores Os nossos acionistas controladores têm poderes para, entre outras coisas, eleger a maioria dos membros do nosso Conselho de Administração e determinar o resultado de qualquer deliberação que exija aprovação de acionistas, inclusive nas operações com partes relacionadas, reorganizações societárias, alienações, parcerias, e a definição do montante do pagamento de quaisquer dividendos futuros. Os acionistas controladores poderão ter interesse em realizar aquisições, alienações, parcerias, buscar financiamentos ou operações similares que podem entrar em conflito com os interesses dos investidores. Nosso acionista controlador poderá optar pelo cancelamento da negociação de nossas ações no Novo Mercado, o que poderia implicar alteração da liquidez e do preço de nossas ações além de alteração dos direitos de nossos acionistas minoritários. Além disso, é possível que o cancelamento da negociação de nossas ações no Novo Mercado ocorra por motivos alheios à nossa vontade Nosso acionista controlador poderá, a qualquer tempo e por motivos alheios à nossa vontade, aprovar em assembleia geral o cancelamento de nossa listagem no Novo Mercado. A nossa saída deste segmento, com consequente cancelamento da negociação de nossas ações no Novo Mercado, poderá impactar na liquidez e no preço de nossas ações, além de alteração dos direitos de nossos acionistas minoritários. Adicionalmente, após uma eventual saída do Novo Mercado, não poderemos solicitar a listagem de valores mobiliários de nossa emissão no Novo Mercado pelo período de dois anos subsequentes ao cancelamento, nos termos do Regulamento do Novo Mercado. c) Com relação aos seus acionistas Não podemos garantir o pagamento de dividendos aos nossos acionistas Podemos optar por não pagar dividendos aos nossos acionistas em qualquer exercício fiscal se o nosso Conselho de Administração determinar que essas distribuições não seriam aconselháveis em vista de nossa condição financeira. Nossa assembleia de acionistas pode mudar a nossa política de dividendos a qualquer momento. JUR_SP v PÁGINA: 21 de 374

28 4.1 - Descrição dos fatores de risco A captação de recursos adicionais por meio de uma oferta de ações poderá diluir a participação acionária dos investidores na Companhia A Companhia pode, no futuro, captar recursos por meio da emissão pública ou privada de títulos de dívida, conversíveis ou não em ações, ou de ações. A captação de recursos adicionais por meio da emissão de ações ou de títulos conversíveis em ações poderá, nos termos da Lei das Sociedades por Ações, ser feita com exclusão do direito de preferência dos acionistas da Companhia o que pode resultar na diluição da participação acionária de tais acionistas na Companhia. d) Com relação às suas controladas ou coligadas As atividades da Companhia e suas controladas demandarão investimentos de capital e despesas de manutenção substanciais, que a Companhia e suas controladas poderão não ser capaz de suportar Para alcançar as estimativas da Companhia para produção de energia elétrica, construção de usinas e consequente venda desta energia, ainda será necessário substancial investimento de capital. A Companhia e suas controladas necessitarão de capital para, entre outras finalidades, gerenciar ativos adquiridos, adquirir novos equipamentos, manter as condições operacionais dos equipamentos existentes, financiar custos operacionais, obter direitos de titularidade, licenças e autorizações, bem como para assegurar o continuado cumprimento da legislação e regulamentação ambientais. Na medida em que os recursos financeiros gerados internamente e aqueles decorrentes de empréstimos e financiamentos contratados sejam insuficientes para financiar a necessidade de capital da Companhia e de suas controladas, será preciso obter recursos adicionais através de endividamento e/ou emissão de valores mobiliários. Esse tipo de financiamento poderá não estar disponível ou, se estiver, poderá não estar disponível em termos aceitáveis. Os futuros financiamentos da dívida da Companhia e de suas controladas, se disponível, poderão resultar em maiores despesas com o serviço e amortização da dívida, aumento do nível de alavancagem e diminuição da receita disponível para financiar novas aquisições e a expansão dos negócios. Ademais, futuros financiamentos da dívida poderão limitar a capacidade de suportar pressões competitivas e sujeitar a Companhia e suas controladas a maior vulnerabilidade em períodos de crise econômica. Se a Companhia e suas controladas não forem bem sucedidas ao gerar ou obter suficiente capital adicional no futuro, poderão ser forçadas a reduzir ou adiar despesas de capital, vender ativos ou reestruturar ou refinanciar seu endividamento. Nosso crescimento por meio de licitações poderá ser negativamente afetado por futuras ações governamentais ou políticas relacionadas a outorgas às usinas de geração de energia no Brasil A Companhia poderá eventualmente participar na licitação para recebimento de outorgas de geração. Nos editais de licitação para outorgas de geração, o Poder Concedente impõe certas exigências a todos os participantes de licitações para novas outorgas, incluindo requisitos mínimos indicadores da estabilidade financeira do participante e/ou de seus acionistas. Não podemos assegurar que seremos capazes de satisfazer todos os requisitos necessários para adquirir novas outorgas ou participar de novos processos licitatórios. As regras para a licitação de usinas de geração estão sujeitas a alterações. Não podemos assegurar com qual periodicidade os processos licitatórios relativos a novas usinas de geração de energia irão de fato ocorrer. Caso tais licitações não venham a ocorrer, ou venham a ser colocadas em termos que não sejam economicamente viáveis ou suficientemente atrativos para nós e para nosso acionista controlador, a expansão e diversificação do atual parque gerador poderá deixar de ocorrer e, consequentemente, limitando ou reduzindo o preço de mercado das ações da Companhia. Não podemos assegurar a renovação dos nossos contratos de concessão de nossas controladas. A ANEEL pode, ainda, nos penalizar pelo descumprimento de cláusulas dos contratos de concessão e podemos não recuperar o valor total investido caso quaisquer de nossas concessões sejam extintas JUR_SP v PÁGINA: 22 de 374

29 4.1 - Descrição dos fatores de risco Não consta nos contratos de concessão de nossas controladas qualquer hipótese de prorrogação. Não podemos assegurar que obteremos renovação das concessões ou que serão renovadas em termos favoráveis. A não prorrogação dos contratos de concessão impactará de maneira adversa e relevante os resultados da Emissora. Adicionalmente, a ANEEL pode impor penalidades que incluem multas significativas (em alguns casos, de até 2% do faturamento correspondente aos últimos 12 meses anteriores à lavratura do correspondente auto de infração) e restrições em operações, bem como a extinção antecipada de nossos contratos de concessão, no caso de descumprirmos qualquer das obrigações estabelecidas nos contratos de concessão. A imposição de multas ou penalidades severas pela ANEEL e a extinção antecipada de nossos contratos de concessão podem ter um efeito negativo relevante sobre a situação financeira e resultados operacionais. Para mais informações sobre concessões e datas de vencimento dos contratos de concessão veja o item 7.5 deste Formulário de Referência. Previsões incorretas das necessidades de energia nas áreas de concessão das distribuidoras podem afetar adversamente os nossos resultados operacionais De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, distribuidores de energia devem contratar com antecedência, por meio de licitações públicas, 100% das necessidades previstas em seu contrato para atender ao seu mercado nas respectivas áreas de concessão em um horizonte de cinco anos. Se distribuidores de energia errarem na previsão de demanda e comprar mais ou menos eletricidade do que o necessário e os ajustes permitidos pela legislação não forem suficientes para compensar esses erros de previsão, a distribuidora pode ser impedida de repassar integralmente aos consumidores os custos das compras realizados no mercado de curto prazo (chamado também de mercado spot ) e também poderá ser penalizada por não possuir lastro contratual de 100% de seu consumo. A ocorrência de quaisquer dessas hipóteses poderá gerar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. Uma vez que parte significativa dos bens de suas controladas está vinculada à prestação de serviços públicos, esses bens não estarão disponíveis para credores mesmo em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora para garantir a execução de decisões judiciais Uma parte significativa dos ativos de geração e distribuição de suas controladas está vinculada à prestação de serviços públicos. Esses bens não estariam disponíveis para liquidação em caso de falência ou penhora para garantir a execução de decisões judiciais contra suas controladas, uma vez que devem ser revertidos ao poder concedente, de acordo com os termos das nossas concessões e com a legislação. Além disso, em havendo extinção antecipada das concessões e autorizações, o valor da indenização a ser paga pelo poder concedente à Companhia poderá ser menor do que o valor de mercado dos bens revertidos. Essas limitações poderão reduzir significativamente os valores disponíveis aos acionistas da Companhia em caso de liquidação, além de poderem ter um efeito negativo na capacidade de obter financiamentos da Companhia. A Companhia e suas controladas têm projetos em fase de implementação ou construção e o desempenho futuro destes é incerto A Companhia e suas controladas contam atualmente com projetos em implementação, além daqueles já em construção, estando sujeita, portanto, a riscos, despesas e incertezas relativos à implementação de seu plano de negócios. A implementação de projetos dependerá do planejamento estratégico da Companhia, adotando as corretas estratégias comerciais, financeiras, ambientais, logísticas, necessárias ao desempenho das operações. É possível que a Companhia não seja bem sucedida na implementação dessas estratégias, ao não ser capaz de gerenciar com eficiência os riscos inerentes aos projetos, o que poderá causar um impacto adverso em sua receita. A construção e implantação das UHE Cachoeira Caldeirão e UHE São Manoel envolvem riscos decorrentes de eventos que podem afetar o investimento e a entrada em operação das usinas JUR_SP v PÁGINA: 23 de 374

30 4.1 - Descrição dos fatores de risco A construção, implantação e operação das UHE Cachoeira Caldeirão e UHE São Manoel estão sujeitas a eventos que não podem ser antecipados neste momento e que poderão acarretar atrasos no cronograma estabelecido para operacionalização da usina e aumento dos custos de desenvolvimento, interferindo também em nosso fluxo de caixa. São exemplos desses eventos: indisponibilidade e desempenho de equipamentos; condições geológicas e hidrológicas; interrupções no trabalho, greves e outras disputas trabalhistas; problemas inesperados de engenharia; problemas de natureza ambiental. A ocorrência de algum dos eventos descritos acima poderão causar efeitos adversos relevantes em nossos negócios e resultados. As controladas podem ser incapazes de obter todas as licenças e autorizações necessárias à implementação e operação dos projetos A Companhia e suas controladas precisam obter diversas licenças e autorizações perante diferentes agências e órgãos públicos, nacionais inclusive agências governamentais e autoridades com jurisdição sobre o meio ambiente, como por exemplo, Instituto Brasileiro de Meio Ambiente dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA), além de órgãos governamentais brasileiros. Além disso, vários contratos firmados pela Companhia, tendo em vista futuras operações, também requerem a obtenção de tais licenças e autorizações. No entanto, é impossível assegurar se ou quando a Companhia e suas controladas serão capazes de obter todas as licenças e autorizações necessárias para implantação e operação das usinas previstas em seu portfólio de projetos. A ausência das licenças, autorizações ou concessões necessárias para as operações da Companhia, e suas subsidiárias, ou que tenham sido obtidas e posteriormente contestadas, poderá afetar substancial e adversamente os negócios, a situação financeira e os resultados operacionais da mesma. Nossas receitas operacionais podem ser negativamente afetadas por decisões da ANEEL com relação às nossas tarifas As tarifas das controladas distribuidoras de energia EDP Bandeirante e EDP Escelsa são determinadas pela ANEEL, considerando dispositivos dos contratos de concessão baseados na lei brasileira, a qual estabelece um mecanismo de limite de preço que permite ajustes nas seguintes circunstâncias: (i) o reajuste anual, projetado para compensar efeitos da inflação sobre as tarifas e repassar aos consumidores certas mudanças da estrutura de custo que estão fora do nosso controle; (ii) a revisão periódica, que ocorre em períodos que variam de três a cinco anos e calculada de maneira a contemplar as alterações na nossa estrutura de custos e de mercado, com o objetivo de preservar o equilíbrio econômico-financeiro da concessão; e (iii) a revisão extraordinária, que pode ocorrer a qualquer tempo, independentemente dos reajustes e revisões anteriormente mencionados, se houver alterações significativas comprovadas nos nossos custos e/ou modificação ou extinção de tributos e encargos posteriores à assinatura do contrato, quando comprovado o seu impacto sobre os custos da concessionária. A ANEEL, além de determinar as tarifas, possui o poder discricionário de alterar as metodologias utilizadas nas revisões periódicas, criando uma grande incerteza nas operações de nossos negócios de distribuição e podem resultar em tarifas de fornecimento de energia elétrica inferiores às pleiteadas pelas nossas distribuidoras, afetando negativamente nossa situação financeira e nossos resultados. Nós podemos ser penalizados pela ANEEL se não cumprirmos com os termos contidos nos nossos contratos de concessão, que podem nos acarretar multas, outras penalidades e, dependendo da gravidade do descumprimento, o encerramento de nossas concessões e autorizações JUR_SP v PÁGINA: 24 de 374

31 4.1 - Descrição dos fatores de risco A ANEEL pode nos impor penalidades caso deixemos de cumprir qualquer disposição dos nossos contratos de concessão. Dependendo da gravidade do descumprimento, as penalidades aplicáveis incluem: advertências; multas, sendo que cada multa está limitada a no máximo 2,0% da receita da concessão no exercício financeiro anterior à data da infração; embargo à construção de novas instalações e equipamentos; restrições à operação das instalações e equipamentos existentes; suspensão temporária de participação em licitações para obtenção de novas concessões, bem como de impedimento de contratar com a ANEEL e de receber autorização para serviços e instalações de energia elétrica; intervenção da ANEEL na administração da concessionária infratora; e extinção da concessão. Ademais, o governo brasileiro detém poderes para extinguir qualquer de nossas concessões por meio de desapropriação por motivos de interesse público. Não podemos garantir ao investidor que não seremos penalizados pela ANEEL por descumprimentos de nossos contratos de concessão ou que nossas concessões não serão revogadas no futuro. A indenização a que temos direito na ocorrência de eventual rescisão ou revogação antecipada de nossas concessões pode não ser suficiente para recuperarmos o valor integral de certos ativos. Além disso, caso qualquer de nossos contratos de concessão seja rescindido por razões que possam ser atribuídas a nós, o valor efetivo de indenização pelo poder concedente pode ser reduzido de maneira significativa por meio da imposição de multas ou outras penalidades. Por conseguinte, a imposição de multas ou penalidades à nossa Companhia ou a revogação de qualquer de nossas concessões pode acarretar em efeito adverso relevante sobre a nossa situação financeira e resultados de operações. Podemos não ter a capacidade de repassarmos integralmente os custos de nossas compras de energia elétrica e, para satisfazer à nossa demanda, poderíamos ser obrigados a firmar contratos de curto prazo para adquirir energia elétrica a preços consideravelmente mais altos do que em nossos contratos de compra de longo prazo. Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um distribuidor de energia elétrica deverá contratar antecipadamente, por meio de licitações públicas, 100% de suas necessidades previstas de energia elétrica para suas respectivas áreas de concessão e está autorizado a repassar até 105% desta energia aos consumidores. As previsões acima ou abaixo da demanda podem gerar impactos adversos. Caso nossa previsão de demanda se mostre incorreta e compremos energia elétrica em quantidade menor ou maior do que nossas necessidades, poderemos não ser capazes de realizar o repasse integral dos custos de nossas compras de energia e sermos forçados a acessar o mercado spot para compra ou venda da energia a preços substancialmente maiores ou menores do que aqueles celebrados em contratos de longo prazo. Por exemplo, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece, entre outras limitações, que se nossas projeções ficarem significativamente abaixo de nossa demanda verificada, poderemos ser forçados a adquirir este saldo através do mercado spot. Nossas projeções de demanda de energia elétrica poderão mostrar-se imprecisas, inclusive como resultado da migração entre os diferentes mercados pelos consumidores (regulado e livre). Caso ocorram variações significativas entre a nossa demanda de energia elétrica e a quantidade de energia elétrica efetivamente adquirida, o resultado de nossas operações poderá ser adversamente afetado. Poderemos ficar expostos no mercado spot a preços substancialmente elevados com relação aos nossos contratos de longo prazo caso não sejamos capazes de comprar energia em quantidade suficiente para honrar nossos contratos de venda no mercado livre. JUR_SP v PÁGINA: 25 de 374

32 4.1 - Descrição dos fatores de risco Em 2 de agosto de 2012, o MME promulgou a Lei nº 455, nos termos da qual o ajuste do volume de energia ex post foi proibido a partir de 1º de junho de 2014, e as partes terão que registrar ex ante junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ou CCEE, volume de consumo esperado, exceto quando as partes tiverem especificado que o contrato relevante está ligado ao volume de consumo efetivo. Entretanto, a ABRACEEL obteve uma liminar contra a Lei nº 455, impedindo a implementação do registro ex ante. Nos termos deste sistema, se a liminar for suspensa, caso nossas projeções de volume de energia estejam incorretas e caso compremos mais ou menos energia do que necessário, não seremos capazes de ajustar nossa exposição com relação ao volume de energia adquirido. Caso nossas projeções de volume de energia sejam inferiores do que o volume necessário, teremos que adquirir energia no mercado spot a preços substancialmente elevados com relação aos nossos contratos de longo prazo, o que poderá afetar negativamente a nossa situação financeira e os nossos resultados operacionais. Se não conseguirmos controlar as nossas perdas de energia, os nossos resultados operacionais e a nossa situação financeira poderão ser prejudicados As perdas de energia que excederem os limites estabelecidos pela ANEEL não poderão ser repassadas aos seus consumidores. Como as distribuidoras não podem repassar aos seus clientes a totalidade dos custos com perdas por meio de aumentos de tarifa, aumentos em nossas perdas de energia podem afetar negativamente a nossa situação financeira e os nossos resultados operacionais. A construção, ampliação e operação de nossas instalações e equipamentos de geração e distribuição de energia elétrica envolvem riscos significativos que podem ensejar perda de receita ou aumento de despesas. A construção, ampliação e operação de instalações e equipamentos destinados à geração e distribuição de energia elétrica envolve muitos riscos, incluindo: a incapacidade de obter alvarás e aprovações governamentais necessários; indisponibilidade de equipamentos; interrupções de fornecimento; greves; paralisações trabalhistas; perturbação social; interferências climáticas e hidrológicas; problemas ambientais e de engenharia não previstos; aumento nas perdas de energia elétrica, incluindo perdas técnicas e comerciais; atrasos operacionais e de construção, ou custos superiores ao previsto; a incapacidade de vencer leilões do setor de energia elétrica promovidos pela ANEEL; e indisponibilidade de financiamento adequado. Se vivenciarmos esses ou outros problemas, poderemos não ser capazes de gerar e distribuir energia elétrica em quantidades compatíveis com nossas projeções, o que pode vir a afetar de maneira adversa nossa situação financeira e o resultado das nossas operações. As nossas controladas podem ser responsáveis por perdas e danos causados a terceiros em decorrência de falhas na geração de eletricidade por suas usinas, e por interrupções ou distúrbios que não possam ser atribuídos a qualquer outro agente do setor elétrico, sendo que os seguros contratados podem ser insuficientes para cobrir tais perdas e danos Nos termos da legislação brasileira, nossas controladas têm responsabilidade objetiva por perdas e danos, diretos e indiretos, decorrentes da prestação inadequada de serviços de distribuição de energia elétrica. Além disso, nossas distribuidoras e geradoras poderão ser responsabilizadas por perdas e danos causados a terceiros em decorrência de interrupções ou distúrbios nos sistemas de geração, transmissão ou distribuição, sempre que essas interrupções ou distúrbios não forem atribuíveis a um JUR_SP v PÁGINA: 26 de 374

33 4.1 - Descrição dos fatores de risco integrante identificado do ONS. Não podemos assegurar que nossas apólices de seguro cobrirão integralmente os danos resultantes da prestação inadequada de serviços de energia, o que poderá nos causar um efeito adverso em nossa situação financeira. Podemos ser obrigados a fazer contribuições adicionais aos planos de pensão e de assistência médica e outros benefícios a aposentados, do tipo Benefício Definido, dos nossos funcionários Em 30 de junho de 2015, nossa obrigação atuarial demonstrou que nos planos de pensão do tipo Benefício Definido, o valor presente das obrigações atuarias, líquido do valor justo dos ativos, apresentou superávit na EDP Escelsa no valor de R$717. Com relação aos benefícios definidos de assistência médica e outros benefícios a aposentados, o valor presente das obrigações atuariais em 30 de junho de 2015 soma R$ na EDP Escelsa, R$7.171 na Energest e R$679 na Investco. Na EDP Bandeirante os ativos da Companhia decorrentes de seus planos de pensão do tipo Benefício definido excederam os ativos de seus respectivos planos em R$ Se os pressupostos atuariais que adotamos mostrarem-se incorretos, ou em caso de reduções nas taxas de juros por longos períodos de tempo, aumento na taxa de inflação médica, reduções dos valores de mercado dos títulos mantidos pelos planos ou de outras adversidades, o déficit atuarial dos nossos benefícios pode aumentar, afetando, com isso, as previsões do tempo e nível das contribuições em dinheiro que precisamos fazer aos planos de pensão e de assistência médica e outros benefícios a aposentados, do tipo Benefício Definido, dos nossos funcionários, o que poderá causar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. Nossa capacidade de receber pagamentos devidos por nossos clientes poderá ser prejudicada, caso sua capacidade de pagamento se deteriore O contas a receber das nossas controladas de geração, distribuição e comercialização de energia elétrica, depende da contínua capacidade creditícia dos nossos clientes, do nosso controle de risco e da nossa capacidade de cobrar as quantias em aberto. Em 30 de junho de 2015, o contas a receber de clientes vencido, das controladas do segmento de distribuição de energia elétrica, EDP Bandeirante e EDP Escelsa, totalizou R$ , representando 8,9% das receitas dos mercados cativo e livre das Distribuidoras. Os valores vencidos há mais de 90 dias totalizaram R$ e o saldo da provisão para créditos de liquidação duvidosa foi de R$ Se a capacidade de pagamento dos nossos clientes diminuir, podemos sofrer um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. Consumidores usuários de nossa rede poderão deixar de utilizá-la Parte significativa da nossa receita operacional líquida é proveniente do pagamento da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição TUSD ( TUSD ) pela utilização de nossas redes por geradores consumidores livres e especiais situados em sua área de concessão. Se tais usuários decidirem por conectarem suas instalações elétricas diretamente à Rede Básica, sofreremos uma perda de faturamento. Não podemos assegurar que nossos maiores clientes, geradores e consumidores livres, não estejam avaliando atualmente a possibilidade de conectarem-se diretamente à Rede Básica ou de implantar projetos de autoprodução de energia, o que, em qualquer caso, poderá afetar substancial e adversamente os nossos resultados operacionais. e) Com relação aos seus fornecedores Em relação aos fornecedores relacionados ao fornecimento de energia elétrica, pode haver fatores de risco referentes à regulação do setor de atuação da Companhia, e estes estão indicados no subitem h abaixo. JUR_SP v PÁGINA: 27 de 374

34 4.1 - Descrição dos fatores de risco Em relação aos fornecedores de materiais e serviços, podemos incluir riscos da seguinte natureza: Riscos de atuação contra o nosso Código de Ética: Podemos não ser capazes de garantir que os todos nossos fornecedores atuem em conformidade com todos os nossos princípios e Código de Ética Risco de concentração de mercado; Podemos não ser capazes de garantir que todos os itens/serviços necessários para nossa operação tenham disponibilidade de contratação suficiente para não haver concentrações de mercado ou dependência de fornecimento. f) Com relação aos seus clientes A capacidade das controladas de receber pagamentos devidos por seus clientes poderá ser prejudicada, caso a capacidade de pagamento de tais clientes se deteriore O contas a receber das controladas depende da contínua capacidade creditícia de seus clientes, controle de risco e da capacidade de cobrar as quantias em aberto. Se a capacidade de pagamento de tais clientes diminuir, as controladas poderão sofrer um efeito negativo relevante sobre sua situação financeira e resultados operacionais. É considerável o risco por parte de suas controladas de geração, distribuição e comercialização, que pode ser visualizado no subitem (d) deste item do formulário. g) Com relação aos setores da economia nos quais atuamos Tendo em vista que as atividades de nossas controladas são reguladas, os fatores de risco referentes aos nossos segmentos de atuação estão indicados no subitem h abaixo, relacionado a riscos de regulação. Nosso crescimento por meio de licitações pode ser adversamente afetado por futuras ações governamentais ou políticas relacionadas a concessões de usinas de geração de energia no Brasil Não podemos assegurar que seremos capazes de satisfazer todos os requisitos exigidos para adquirir novas concessões ou participar de processos licitatórios. As regras para a licitação de concessões de usinas de geração estão sujeitas a alterações, tanto no âmbito federal quanto estadual. Não é possível assegurar que os processos licitatórios relativos a novos aproveitamentos de potencial hidráulico irão de fato ocorrer. Caso referidos processos não ocorram ou o potencial seja insignificante ou economicamente inviável e de pouca atratividade para nós, a expansão e diversificação do parque gerador poderão ser comprometidas, o que poderá ter um efeito adverso na condução de nossos negócios, resultados operacionais e nossa condição financeira, refletindo no valor de mercado dos valores mobiliários de nossa emissão. JUR_SP v PÁGINA: 28 de 374

35 4.1 - Descrição dos fatores de risco Nossos resultados operacionais dependem das condições hidrológicas existentes. As más condições hidrológicas podem afetar negativamente os resultados de nossas operações. Somos dependentes das condições hidrológicas existentes no Brasil, país em que operamos. Em 2014, de acordo com dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico ou ONS, aproximadamente 73% da energia elétrica consumida no Brasil foi fornecida por Usinas Hidrelétricas. O Brasil está sujeito às condições hidrológicas imprevisíveis, com desvios não cíclicos da média pluviométrica. A fim de compensar as más condições hidrológicas e manter os níveis de segurança nos reservatórios e os níveis de fornecimento de energia elétrica, o ONS poderá despachar Usinas Termoelétricas, incluindo aquelas operadas por nós. A substituição da geração hidrelétrica pela geração termoelétrica pode causar resultados adversos em nosso segmento de geração uma vez que Usinas Hidrelétricas, incluindo aquelas operadas por nós, poderão receber uma quantidade de energia inferior à energia assegurada no Mecanismo de Realocação de Energia ou MRE. Esse déficit de energia chamado de Fator de Geração em Escala, ou GSF, irá representar uma despesa no valor spot price, expondo o operador das Usinas Hidrelétricas a riscos de spot price. No segmento de Distribuição, a geração termelétrica poderá gerar diversos custos adicionais de aquisição de energia quando o ONS despacha Usinas Termelétricas por ordem de mérito, e de custos extraordinários, como componentes do Encargo de Serviço do Sistema, o ESS, relacionados a segurança energética, ou ESS-SE, quando essas usinas são despachadas fora da ordem de mérito. Esses custos adicionais poderão ser repassados pelos distribuidores aos consumidores por meio de aumentos na tarifa nos ajustes anuais futuros ou revisões periódicas, conforme permitido pela autoridade regulatória. Contudo, poderá haver uma incompatibilidade de fluxo de caixa no período intermediário, uma vez que as distribuidoras terão que arcar com estes custos imediatamente, enquanto as tarifas são reajustadas apenas mais tarde. Em janeiro de 2015, o setor elétrico começou a implementar um mecanismo de bandeiras tarifárias mensais, em que as faturas dos consumidores podem estar sujeitas a acréscimos tarifários mensais, quando os custos de fornecimento atinjam certos níveis, permitindo que os consumidores adaptem seu uso para os custos de energia atuais. As receitas cobradas sob o sistema das bandeiras tarifárias são reembolsadas às companhias distribuidoras com base no seu custo de energia relativa do período. Devido às condições hidrológicas desfavoráveis observadas desde 2013, bandeiras tarifárias vermelhas têm sido aplicadas desde a introdução deste sistema, em janeiro de Os mecanismos e ajustes tarifários impostos pelo poder executivo decorrentes da escassez hidrológica podem não ser suficientes para gerar receitas adicionais para cobrir os custos adicionais decorrentes do fornecimento de energia termelétrica, sendo que as distribuidoras podem ainda correr o risco de descasamento de fluxo de caixa no curto prazo. Um cenário hidrológico atípico e com baixas médias pluviométricas pode causar o acionamento de racionamento de energia elétrica, impactando consequentemente os nossos resultados Períodos de precipitação pluviométricas baixas ou extremamente baixas que resultam em escassez de energia elétrica podem afetar adversamente nossa condição financeira e resultados operacionais. Por exemplo, durante o período de baixa precipitação pluviométrica dos anos de 2000 e 2001, o governo brasileiro instituiu o Programa de Racionamento, um programa de redução do consumo de energia elétrica que esteve em vigor de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de O Programa de Racionamento estabeleceu limites para o consumo de energia elétrica para consumidores industriais, comerciais e residenciais, que variavam de 15,0% a 25,0% de redução no consumo de energia. Caso o Brasil experimente outra escassez de energia elétrica (situação que pode ocorrer e sob a qual não temos possibilidade de controlar ou prever), o governo brasileiro poderá implementar políticas similares ou outras no futuro para fazer frente à escassez. Por exemplo, programas abrangentes de conservação de energia elétrica, incluindo reduções compulsórias no consumo poderão ser implementados caso JUR_SP v PÁGINA: 29 de 374

36 4.1 - Descrição dos fatores de risco as condições hidrológicas desfavoráveis não possam ser compensadas, na prática, por outras fontes de energias, como Usinas Termelétricas, assim resultando em um menor suprimento de energia elétrica para o mercado brasileiro. h) Com relação à regulação dos setores em que atuamos Eventuais alterações na regulamentação do setor elétrico podem afetar de maneira adversa as empresas do setor de energia elétrica, inclusive os nossos negócios e os nossos resultados As atividades das nossas controladas e coligadas são regulamentadas e supervisionadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e pelo Ministério de Minas e Energia - MME. A ANEEL, o MME e outros órgãos fiscalizadores têm, historicamente, exercido um grau substancial de influência sobre os nossos negócios, inclusive a influência sobre as modalidades e os termos e condições dos contratos de compra e venda de energia que estamos autorizados a celebrar. Nos últimos anos, o Governo Federal implantou novas políticas para o setor de energia, como a Medida Provisória nº 144/2003, convertida na Lei nº de 15 de março de 2004, Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, que alterou substancialmente as diretrizes até então vigentes e as regras aplicáveis à compra e venda de energia elétrica no Brasil. O Governo Federal inseriu modificações relevantes nas regulamentações que incidem sobre o setor de energia elétrica, em particular, a Medida Provisória nº 579/2012 que foi convertida na Lei nº /2013. A nova legislação versa sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais e sobre a modicidade tarifária. As principais atividades comerciais, a implementação da estratégia de crescimento e a condução das atividades do Emissor podem ser afetadas de forma adversa por ações governamentais, dentre as quais: (a) alteração na legislação aplicável aos negócios do Emissor; (b) descontinuidade e/ou mudanças nos programas de concessão federal e estaduais; (c) imposição de critérios mais rigorosos para a qualificação em licitações futuras; e (d) atraso na implementação de reajustes anuais de tarifas. Caso nós sejamos obrigados a proceder de maneira substancialmente diferente daquela estabelecida em nosso plano de negócio, nossos resultados financeiros e operacionais poderão ser adversamente afetados. Estamos sujeitos a numerosas leis e regulamentações de segurança, saúde e meio ambiente que podem resultar em mais responsabilidades e mais dispêndios de capital A legislação de segurança, saúde e meio ambiente nas esferas Federal, Estadual e Municipal, como também à fiscalização das agências governamentais responsáveis pela implementação desta legislação e políticas correlatas requerem que nós obtenhamos licenças ambientais para a construção de novos empreendimentos e operação das unidades de geração de energia. Agências governamentais podem aplicar sanções contra nós, no caso de não cumprirmos a legislação de segurança, saúde e meio ambiente. Estas sanções podem incluir, entre outras, a imposição de multas, o cancelamento de licenças e até mesmo a paralisação de obras e atividades. Além disso, o não cumprimento desta legislação pode também acarretar sanções criminais contra nós e nossos administradores, independentemente da obrigação de reparar ou indenizar os eventuais danos causados. A ocorrência de danos ambientais envolvendo nossas atividades pode nos sujeitar ao pagamento de substanciais custos de recuperação ambiental e indenizações, que podem afetar negativamente os nossos negócios e o valor de mercado dos valores mobiliários de nossa emissão As atividades do setor de energia podem causar significativos impactos e eventualmente danos ao meio ambiente. A legislação federal impõe àquele que direta ou indiretamente causar JUR_SP v PÁGINA: 30 de 374

37 4.1 - Descrição dos fatores de risco degradação ambiental o dever de reparar ou indenizar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados, independentemente da existência de culpa. A legislação federal também prevê a desconsideração da personalidade jurídica da empresa poluidora, bem como responsabilidade pessoal dos administradores, para viabilizar o ressarcimento de prejuízos causados à qualidade do meio ambiente. Como consequência, os sócios e administradores da empresa poluidora poderão ser obrigados a arcar com o custo da reparação ambiental. O pagamento de substanciais custos de recuperação do meio ambiente e indenizações ambientais pode vir a ter um efeito adverso para nós e para o valor de mercado de nossos valores mobiliários. A garantia física das usinas hidrelétricas pode sofrer redução A receita de companhias hidrelétricas de geração no Brasil depende das quantidades máximas de energia e potência elétricas associadas ao empreendimento, incluindo importação, que poderão ser utilizadas para comprovação de atendimento de carga ou comercialização por meio de contratos. Estas quantidades máximas são denominadas como garantia física. Não temos como garantir que a garantia física de usinas hidrelétricas não será reduzida a partir de 2016, e que nosso resultado não será adversamente afetado na medida em que a garantia física das usinas seja reduzida. A estrutura regulatória sob a qual operamos está sujeita a contestação legal. O governo brasileiro implementou mudanças fundamentais na regulação do setor elétrico na legislação aprovada em 2004, conhecida como a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Contestações quanto à constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ainda estão pendentes perante o Supremo Tribunal Federal. Se toda ou parte da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico fosse declarada inconstitucional, isso traria consequências incertas quanto à validade da atual Regulação e quanto ao desenvolvimento da estrutura regulatória. O resultado do processo legal é difícil de ser previsto, porém ele pode ter um impacto adverso em todo o setor energético, incluindo nossos negócios e resultados de nossas operações. Estamos sujeitos a regulamentação ambiental e de saúde que poderão se tornar mais rigorosas no futuro, podendo acarretar aumentos de obrigações e de investimentos Nossas atividades estão sujeitas a legislação federal, estadual e municipal abrangentes bem como regulação e fiscalização por agências governamentais brasileiras responsáveis pela implementação de leis e políticas ambientais e de saúde. Essas agências podem tomar medidas contra nós caso não atendamos a regulamentação aplicável. Essas medidas poderão incluir, entre outras coisas, a imposição de multas e a revogação de licenças. É possível que um aumento no rigor da regulamentação ambiental e de saúde nos force a direcionar os nossos investimentos para atender essa regulamentação e, consequentemente, desviar recursos dos investimentos planejados. Tal desvio pode afetar de maneira adversa nossa situação financeira e o resultado das nossas operações. i) Com relação aos países estrangeiros onde a Companhia atua Não aplicável, pois não atuamos em países estrangeiros. JUR_SP v PÁGINA: 31 de 374

38 4.2 - Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco 4.2. Em relação a cada um dos riscos mencionados no item 4.1, caso relevantes, comentar sobre eventuais expectativas de redução ou aumento na exposição da Companhia a tais riscos Os principais riscos aos quais os negócios e operações da Companhia e de suas controladas estão sujeitos são periodicamente mapeados, identificados e têm seu respectivo impacto mensurado com o apoio de metodologias e ferramentas desenvolvidas para cada tipo de risco. A partir desse diagnóstico, implementamos ações específicas para a sua mitigação ou eliminação, via mecanismos de defesa ou planos de contingência. Nosso objetivo com a adoção dessas medidas de controle é de monitorar o desenvolvimento da nossa operação, auxiliando na identificação e gerenciamento das origens de riscos das mais diversas fontes negócio, bem como assessorando no monitoramento contínuo da aderência dos objetivos de negócio às políticas, às leis e às regulamentações vigentes e ao grau de exposição aos riscos. Em nossa percepção, não há expectativa de redução ou aumento de nossa exposição aos riscos descritos no item 4.1 deste Formulário de Referência. JUR_SP v PÁGINA: 32 de 374

39 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 4.3. Descrever os processos judiciais, administrativos ou arbitrais em que a Companhia ou suas controladas sejam parte, discriminando entre trabalhistas, tributários, cíveis e outros: (i) que não estejam sob sigilo, e (ii) que sejam relevantes para os negócios da Companhia ou de suas controladas (Em milhares de reais, exceto quando indicado) A Companhia e suas controladas são parte em diversos processos administrativos, judiciais e arbitrais envolvendo tributos, obrigações trabalhistas, responsabilidade civil, ambiental e regulatória, dentre outros. Em 30 de junho de 2015, o valor consolidado dos processos em que a Companhia e suas controladas figuravam como parte representava uma contingência relacionada a ações judiciais, processos administrativos, arbitrais, autuações regulatórias e imobiliárias cuja probabilidade de perda era possível e provável de aproximadamente R$ , dos quais R$ encontravam-se provisionados. A classificação da probabilidade de perda relacionada aos processos que envolvem nós ou nossas controladas levam em conta o prognóstico de perda provável, possível ou remoto, com base na análise dos fatos alegados na peça processual inicial, dos argumentos que serão deduzidos na defesa contra o pleito deduzido considerando a situação fática e de direito, da posição jurisprudencial dominante em casos análogos, a opinião dos advogados internos e externos responsáveis pela condução de cada processo e do andamento processual verificado em cada processo. Os valores a serem provisionados são determinados com base nos valores efetivamente envolvidos e no parecer dos advogados externos e internos responsáveis pela condução dos processos, sendo que somente são provisionados os valores relativos aos processos considerados como sendo de perda provável. Tendo em vista o método de provisionamento descrito acima, o valor provisionado por nós e por nossas controladas em relação a cada processo tende a coincidir com o valor das despesas ou perdas que nós e nossas controladas venham a efetivamente incorrer, mas isto pode não necessariamente acontecer em virtude da liberdade interpretativa que cada juiz tem ao analisar a ação. Destacamos que a Companhia e suas controladas possuem diversos processos de natureza cível, tributária e trabalhista, os quais entendemos ser de expectativa de perda remota, nos quais os valores não estão inseridos no valor total das contingências demonstrado a seguir, em função da natureza subjetiva dos pedidos a eles relativos. Os litígios mais relevantes para os nossos negócios e de suas controladas, assim considerados aqueles que tenham em sua pretensão, ainda que dissonante do entendimento majoritário, valor superior a R$10 milhões ou que tenham potencial de dano a nossa imagem, e que estejam classificados como possível, provável ou remoto são descritos abaixo: Processos de natureza Cível, Arbitral e Regulatória As empresas do nosso conglomerado figuram como parte em diversos processos judiciais e administrativos que versam sobre matéria cível, arbitral e regulatória, os quais, em 30 de junho de 2015, representavam contingências relacionadas a ações cuja probabilidade de perda era possível ou provável de R$ , dos quais R$ encontravam-se provisionados. De uma maneira geral, os processos de natureza cível envolvem indenizações decorrentes de acidentes com terceiros, suspensão do fornecimento de energia elétrica, medidas envolvendo o racionamento de energia, furto de energia, indenizações por danos a equipamentos, questionamentos relativos à cobrança, planos econômicos, entre outros. PÁGINA: 33 de 374

40 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Além disso, as concessionárias controladas por nós, de acordo com as suas atividades, figuram como parte em processos que versam sobre: (i) desapropriações e servidões administrativas; (ii) validade dos critérios adotados para cálculo dos valores cobrados a título de iluminação pública e respectiva devolução dos valores cobrados indevidamente; (iii) questionamentos relativos à cobrança de valores advindos de constatação de supostas fraudes, ou defeitos no medidor de energia; (iv) cobrança de custos com linha de transmissão; (v) indenização pela cobrança retroativa de valores e de faturas em um mesmo mês; (vi) cobrança conjunta, na conta de energia, de valores de natureza diversa; (vii) a revisões tarifárias, inclusive a que criou a Tarifa Mínima, ou Tarifa Social ; (viii) contendas contratuais; (ix) indenizações devidas ao alagamento decorrente da instalação da UHE Lajeado; (x) devolução dos valores advindos do encargo do custo de energia emergencial; (xi) pleitos requerendo a universalização dos serviços de fornecimento de energia; e (xii) indenizações por oscilação de energia. Em 30 de junho de 2015, são consideradas relevantes 16 ações segregadas entre 7 ações regulatórias e 9 cíveis, descriminadas a seguir. EDP Bandeirante Processo nº: ( ) CI Cível a) Juízo Fórum CENTRAL DE SÃO PAULO 40ª VARA CÍVEL da Comarca de SÃO PAULO b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração 03/08/2007 Autora: RTR Serviços Financeiros Ltda. d) Partes do processo Ré: EDP Bandeirante e) Valores, bens ou R$ Montante refere-se ao valor indenizatório atualizado pleiteado pela Autora, que a direitos envolvidos Bandeirante eventualmente pagará em caso de condenação. Em 03/08/2007, a empresa RTR ajuizou ação indenizatória em face da EDP Bandeirante, com pedido de condenação da EDP Bandeirante ao pagamento de indenização por suposta onerosidade excessiva causada a RTR na execução do contrato de recebimento de faturas de energia elétrica celebrado entre as partes. f) Principais fatos Após a apresentação de defesa pela EDP Bandeirante em 26/09/2007, foi requerida a realização de prova pericial contábil pelas partes. Recentemente, foi apresentado laudo pericial integralmente favorável à EDP Bandeirante. Aguarda-se, então, a apreciação da prova técnica pelo juiz da causa e prolação de sentença. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto Puramente financeiro, mediante o ressarcimento dos valores questionados. Sem impacto de em caso de perda do imagem da Companhia. processo i) Valor provisionado, se Não há houver Processo nº: ( ) CI Regulatória a) Juízo Fórum Central do Rio de Janeiro - 10ª Vara Cível da Comarca de Rio de Janeiro b) Instância 2ª Instância c) Data de instauração 20/09/2000 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autora: White Martins S.A. Ré: EDP Bandeirante R$ Montante correspondente ao valor dos supostos reflexos devidos no período de 2007 a abril de 2011, o qual já se encontra depositado em juízo. A EDP Bandeirante figura como Ré na Ação Ordinária proposta pela WHITE MARTINS S.A. e pela WHITE MARTINS GASES INDUSTRIAIS S.A., alegando a ilegalidade da cobrança efetuada pela EDP Bandeirante, no período compreendido entre março/86 e novembro/86, referente a uma tarifa majorada dos consumidores industriais, sustentada pela Portaria nº 45 do DNAEE e pleiteando a redução de 16,6% sobre o valor cobrado em razão do consumo de energia. Após a apresentação de defesa pela EDP Bandeirante em 28/02/2011 e, percorridos os trâmites legais, a ação foi Julgada PÁGINA: 34 de 374

41 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo nº: ( ) CI Regulatória procedente em parte para declarar a ilegalidade dos aumentos de tarifa de energia elétrica a partir da Portaria nº 153 de 26/11/86, que foram impostos como reflexo do aumento ilegal derivado da portaria nº 045/86 de 03/03/86, ambas do DNAEE, condenando a ré a fazer nas contas e faturas apresentadas, a partir do ajuizamento da presente ação, redução de percentual, a ser apurado em liquidação de sentença, sobre os valores cobrados às demandantes em razão do consumo e honorários, estes fixados em 10% sobre o valor da causa. Iniciada a execução da sentença, o laudo pericial contábil em que se apurou o valor devido de aproximadamente R$60 milhões foi homologado. Entretanto, por ocasião da confecção da perícia determinada, terminou o perito por exceder os limites da coisa julgada e por incidir em erro material, ao considerar, em sua conta (na realidade na base de cálculo dela), valores pagos pela White Martins pela prestação de serviços da EDP Bandeirante e não apenas, como seria de rigor, sobre o consumo de energia elétrica, e isto porque a EDP Bandeirante, além do fornecimento de energia propriamente dito, presta serviços a grandes consumidores denominados consumidores livres, como a White Martins, autorizados que são a comprar energia de terceiros diretamente no mercado. Nesta hipótese, presta a EDP Bandeirante serviços à White Martins, permitindo-lhe o uso de sua estrutura para que a energia comprada no mercado, de terceiros, chegue até as suas unidades consumidoras. Por outras palavras, paga-se pelo uso da rede elétrica (cabos de eletricidade) da EDP Bandeirante e não pelo fornecimento de energia. Após a homologação do referido laudo e produção de laudo complementar relativo ao período de 2008 a abril de 2011, foi realizado o pagamento do valor apurado no primeiro laudo mencionado, no montante de aproximadamente R$60 milhões, bem como foi implementado o desconto no percentual de 16,6% nas faturas mensais da White Martins, a partir de maio de 2011, em cumprimento à determinação judicial. Adicionalmente, constatado o erro material entre a sentença e a execução, a EDP Bandeirante levou este fato ao conhecimento do Juízo, ensejando a prolação de equivocada decisão, que em sua parte útil tem a seguinte redação: Com efeito, da leitura da sentença proferida nestes autos, bem como das Portarias DNAEE nº 45, de 03/03/1986, e nº 153, de 26/11/1986, não se depreende a distinção entre os valores cobrados a título de consumo de energia elétrica e de transporte da mesma, questão que proferida Página 8 de 172 sentença, sequer foi aventada em eventuais embargos de declaração ou recurso de apelação. A ausência de tal distinção autoriza a incidência do desconto reconhecido na sentença sobre a totalidade dos valores cobrados pela executada, inclusive no período posterior à separação dos contratos com a migração da exequente para o mercado livre de fornecimento de energia elétrica, quando, então, passou somente a se utilizar do sistema de fiação da executada para transporte da energia elétrica adquirida de outros fornecedores. Manifesto o erro cometido na decisão acima, a EDP Bandeirante manejou o respectivo recurso e, diante da contaminação de outras decisões proferidas no curso da ação, por força do equívoco não sanado na referida decisão, novos foram os questionamentos da EDP Bandeirante, por intermédio dos respectivos recursos, que pendem de julgamento definitivo, sendo certo que, atualmente, aguarda-se o julgamento da impugnação ao laudo de R$10,5 milhões pelo Juiz de 1º grau, ora em fase de início dos trabalhos periciais. Existem recursos pendentes perante o Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro e no Superior Tribunal de Justiça discutindo a questão. g) Chance de perda Provável h) Análise do impacto Puramente financeiro, mediante o ressarcimento dos valores questionados. Sem impacto de em caso de perda do imagem para a Companhia. processo i) Valor provisionado, se R$ houver Processo: nº: (Número novo: ) CI Regulatória a) Juízo 7ª Vara Cível do Estado de Rio de Janeiro b) Instância 2º Instância c) Data de instauração 03/10/2006 PÁGINA: 35 de 374

42 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: nº: (Número novo: ) CI Regulatória Autora: White Martins Gases Industriais Ltda. d) Partes do processo Réus: EDP Bandeirante e) Valores, bens ou direitos envolvidos R$ Tal valor corresponde ao montante atualizado que a EDP Bandeirante foi condenada a restituir à White Martins, conforme constou expressamente em sentença. A Autora ajuizou ação questionando a validade das Portarias DNAEE nº 38 e 45 de 1986, por pretensa violação ao congelamento geral de preços introduzidos pelo Plano Cruzado e sustentando, ainda, que referido aumento produziu efeitos sobre as revisões de tarifa subsequentes (os chamados reflexos). Assim, pleiteia na presente demanda a devolução do valor correspondente a diferença tarifária que teria sido aplicada indevidamente (16,6%), no período de novembro de 1986 até setembro de Após a apresentação de contestação pela EDP Bandeirante em 17/01/2007, em que se sustentou a legalidade dos aumentos tarifários posteriores ao período de congelamento, isto é, a partir da edição da Portaria nº 153/86, foi produzido trabalho técnico-contábil a pedido das partes, o qual resultou em laudo pericial em que se apurou o montante de R$ como devido pela EDP Bandeirante, caso o juízo entendesse pela existência de reflexos do aumento tarifário instituído pelas Portarias nº 38/86 e 45/86 do DNAEE nas tarifas posteriores ao período de congelamento. A EDP Bandeirante apresentou diversas manifestações e pedidos de esclarecimentos em relação ao referido laudo pericial, porém, em 23/09/2011, foi proferida sentença que, sem analisar o mérito discutido na ação, julgou procedentes os pedidos da Autora, sob o argumento de que já havia sido proferida decisão definitiva sobre o tema nos autos de ação anterior, em trâmite perante a f) Principais fatos 10ª Vara Cível do Rio de Janeiro (processo nº ). Sendo assim, condenou a EDP Bandeirante ao pagamento da quantia de R$45.392, acrescida de correção monetária e juros de mora, a partir de 01/06/2010. A EDP Bandeirante opôs recurso de embargos de declaração em face da referida sentença, os quais restaram rejeitados. Contra a referida decisão, foi interposto recurso de Apelação, o qual foi julgado no dia 18/12/2012, cujo dispositivo estabeleceu o seguinte: Por todo o exposto, dá-se provimento ao Agravo Retido para reduzir a verba honorária para o valor equivalente a R$20, declara-se prejudicada a análise dos embargos de declaração e dá-se parcial provimento ao recurso para fixar como período de indébito o correspondente às épocas de vigência das Portarias 38, 45 e 153, todas de Em face da referida decisão, as partes opuseram embargos de declaração, a fim de que fossem esclarecidos diversos pontos, em especial para que o relator esclareça qual o período de vigência da Portaria nº 153/1986, os quais restaram rejeitados. Em face da referida decisão, a Companhia e a White Martins interporam recursos perante o Superior Tribunal de Justiça. Em 02 de junho de 2015 foram julgados os recursos interpostos pelas partes. A decisão de 3º Instância foi favorável à companhia. A WM ainda tem direito de interpor recurso contra esta decisão. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto Puramente financeiro, mediante o ressarcimento dos valores questionados. Sem impacto de em caso de perda do imagem para a Companhia. processo i) Valor provisionado, se Não há houver EDP Bandeirante e Escelsa PÁGINA: 36 de 374

43 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: nº: CI Regulatória a) Juízo 15ª Vara Federal do Tribunal de São Paulo b) Instância 1º Instância c) Data de instauração 12/12/2002 Autor: EDP Bandeirante, EDP Escelsa e Outras 17 empresas representadas pela ABRADEE - d) Partes do processo Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica Réus: Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL R$ Montante equivalente a 5% do valor da causa, dividido entre as 19 distribuidoras interessadas, a título condenação em honorários da parte adversa, que eventualmente serão e) Valores, bens ou despendidos em caso de sucumbência da Bandeirante. Há, contudo, em virtude do elevado valor direitos envolvidos da causa, a possibilidade do juiz arbitrar o valor dos honorários abaixo do percentual mínimo legal. Não há pedido de natureza pecuniária que possa implicar em desembolso, além das verbas sucumbenciais, por parte da companhia. Trata-se de ação ordinária, promovida por diversas concessionárias de energia elétrica, com o objetivo de suspender liminarmente os efeitos da resolução ANEEL nº 493/2002 e ao final decretar a nulidade da referida resolução, de forma a determinar a realização da revisão tarifária ordinária, com base no fluxo de caixa descontado que presidiu a definição do valor econômico mínimo determinante do preço mínimo exigido pelo poder concedente, quando da aquisição do controle acionário das distribuidoras de energia. Apresentada contestação pela ANEEL, oportunidade em que defendeu a validade da resolução 493/2002 e que o acolhimento da pretensão das Autoras implicaria grave lesão à ordem econômica pública, pois acarretaria elevação expressiva da base de remuneração, causando dano irreparável ao consumidor. A ANEEL alega também que haveria lesão à ordem administrativa, pois a invalidação da resolução paralisaria o processo da revisão tarifária, prejudicando o normal funcionamento do setor. Iniciada a fase instrutória, a prova pericial foi deferida pelo juízo, tendo a ANEEL interposto recurso contra a mencionada decisão. O referido recurso aguarda julgamento. f) Principais fatos Depositados os honorários e apresentados os documentos necessários, pela ANEEL, ABRADEE, BNDES, TCU E MME, bem como dirimidas algumas questões levantadas pelas partes, foram iniciados os trabalhos periciais. Em 22/04/2013 foi proferida decisão indeferindo pedido de reconsideração da ANEEL em agravo de instrumento interposto pela ANEEL contra decisão que deferiu a produção de provas. Em 10/06/2013 a ANEEL interpôs agravo retido e protocolou petição pedindo prazo para manifestação acerca do laudo pericial, que foi deferido em 24/06/2013. Na mesma data, a ANEEL protocolou petição reiterando manifestações anteriores e juntando a manifestação do assistente técnico. Em 23/07/2013 foi Juntada petição do perito apresentando manifestação acerca do Agravo Retido e pugnando pela improcedência de todos os pedidos formulados e declaração de preclusão do Agravo Retido e realização de providência diante da tentativa de fraude processual. Em 07/10/2013 o MPF se manifestou opinando pela improcedência dos pedidos da autora. Em 18/08/2014 a ABRADEE apresentou as alegações finais. Atualmente as Companhias aguardam sentença. g) Chance de perda Possível Pagamento de 5% do valor da causa divididos entre as 19 distribuidoras interessadas, a título condenação em honorários da parte adversa, que eventualmente serão despendidos em caso h) Análise do impacto de sucumbência da EDP Bandeirante e da EDP Escelsa. Há, contudo, em virtude do elevado valor em caso de perda do da causa, a possibilidade do juiz arbitrar o valor dos honorários abaixo do percentual mínimo legal. processo Não há pedido de natureza pecuniária que possa implicar em desembolso, além das verbas sucumbências, por parte das companhias. i) Valor provisionado, se Não há houver PÁGINA: 37 de 374

44 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: CI Regulatória a) Juízo 3ª Vara Federal da Seção Judiciária do Estado de Minas Gerais b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração 21/10/2009 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos Autora: ADIC Associação de Defesa de Interesses Coletivos Réus: ANEEL, EDP Bandeirante, EDP Escelsa e 45 outras concessionárias de energia Bandeirante Energia possui a responsabilidade de R$ e a Espírito Santo Centrais Elétricas R$ Os valores de contingência correspondem a uma estimativa do montante indenizatório que seria pago pela concessionária em caso de condenação Ação civil coletiva em que se pleiteia indenização por danos materiais decorrentes de supostas inconsistências na forma de cálculo dos reajustes anuais das tarifas de energia elétrica, as quais teriam gerado diversos prejuízos aos consumidores ( Parcela A ). Requerida tutela antecipada para determinar que as concessionárias efetuassem o recálculo das tarifas de energia elétrica para os próximos meses, nos moldes do cálculo apresentado pela Autora, sob pena de multa diária de R$500, ou, subsidiariamente, que depositassem em juízo as quantias em excesso. O pedido de liminar foi negado pelo Juízo. Após a apresentação de contestação pelas Rés, foi proferida decisão, em 27/06/2011, julgando extinto o processo sem resolução de mérito em relação às concessionárias, com fundamento no fato de que a Autora cumulava indevidamente pedidos distintos contra réus distintos (o pedido em relação à ANEEL consiste na revisão da fórmula de reajuste tarifário f) Principais fatos e o relativo às distribuidoras consistiria no suposto dever de indenizar o alegado dano material) e que o pedido relativo às distribuidoras não poderia ser processado pela Justiça Federal. Sendo assim, determinou a exclusão das distribuidoras do polo passivo da demanda, bem como da ABRADEE, associação que atuava como assistente das distribuidoras. Contra a referida decisão foram interpostos recursos pelo Ministério Público Federal (MPF) e pela Defensoria Pública da União, entretanto o recurso do MPF foi considerado inadequado. Importante ressaltar, ainda, que a exclusão das concessionárias nesta ação coletiva não impede a propositura de ações individuais contra cada uma delas. Em 27/11/13, o STJ considerou o Juízo da 3ª Vara Federal Cível de Belo Horizonte como competente para julgar todas as demandas coletivas que discutem a questão da Parcela "A". Aguarda-se a remessa das ações conexas ao juízo da 3º Vara Federal de Belo Horizonte. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto Puramente financeiro, ressarcimento das diferenças supostamente devidas aos consumidores. Sem em caso de perda do impacto de imagem para a Companhia. processo i) Valor provisionado se Não há houver Processo: CI Regulatória a) Juízo Tribunal Regional Federal da 1ª Região b) Instância 2ª Instância c) Data de instauração 21/10/2009 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos Autor: Santo Antônio Energia S.A. (SAESA) Réus: Diretor da ANEEL Partes interessadas: EDP Bandeirante e EDP Escelsa Valores totais da contingência: R$ (EDP Bandeirante R$ e EDP Escelsa R$20.777). O valor da contingência diz respeito a uma estimativa dos impactos financeiros gerados por eventual decisão favorável à SAESA na ação. PÁGINA: 38 de 374

45 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: CI Regulatória f) Principais fatos A SAESA ingressou com pedido administrativo junto à ANEEL pedindo o reconhecimento de excludente de responsabilidade pelo atraso nas obras em razão da influência de fatores externos (greves, saques, depredações etc). Alegando demora na solução do pedido e estar, enquanto isso, exposta à cobrança mensal de elevados valores durante esse período em que a ANEEL analisa o pleito, impetrou Mandado de Segurança requerendo liminar para suspender as obrigações de: (i) recomposição de lastro e potência; (ii) pagamento dos encargos pelo uso do sistema de transmissão; e (iii) suspensão de penalidades pelo descumprimento do cronograma. Em 26 de fevereiro de 2014 foi deferido em parte o pedido de antecipação de tutela, que gerou impactos às distribuidoras de energia. Em face da referida decisão, as companhias, por meio da ABRADEE, ingressaram com pedido de Suspensão de Liminar perante o STJ, que foi deferido. Atualmente as companhias aguardam a sentença. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Impacto puramente financeiro, gerando para a Companhia o pagamento dos reflexos gerados pelos efeitos da decisão favorável. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Investco Processo: 2968/2002 CI 32749/32322/32454 Cível a) Juízo 3ª Vara Cível da Comarca de Palmas b) Instância Primeira c) Data de instauração 10/09/2002 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autores: Coltro e Coltro Ltda, Draga Escamosa Ltda, Draga Minas extração de Pedras Ltda, Rubens de Oliveira Machado, Sussuapara Mineração Ltda e V.G. Cesar e Filho Ltda. Réu: Investco R$ Valores apurados de acordo com os pedidos dos autores considerando valores de áreas (jazidas), equipamentos, lucros cessantes e danos morais e valores arbitrados pelos tribunais em tais condenações. Trata-se de ação indenizatória em que os autores algam que firmaram escritura com a Investco, onde a empresa se comprometeu a entregar uma área de 4ha para instalação de portos de dragas; entrega de uma área de 50ha com jazimento; canal de 250m³, estrada e ponte. Aduzem que a Investco não cumpriu com o acordado, motivo pelo qual requerem indenização por perdas e danos e lucros cessantes. Houve declaração de nulidade do laudo pericial e determinação de nova perícia com a participação de engenheiro naval. Os documentos relativos ao caso foram enviados para o perito judiciais nomeados para elaboração de laudo técnico multidisciplinar. Com a apresentação dos trabalhos técnicos produzidos, a Investco já apresentou sua manifestação aos laudos. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Realização das obras constantes no pedido e o pagamento de indenização correspondente ao período em que as atividades da empresa foram encerradas e o momento de eventual condenação. Não há Processo: /0 (6826/2002) CI Cível a) Juízo 1º Vara Cível do Estado do Tocantins b) Instância 3º instância PÁGINA: 39 de 374

46 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes c) Data de instauração 27/02/2002 Processo: /0 (6826/2002) CI Cível d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: Associação de Transportes Fluviais de Porto Nacional ASTRAFLU Réu: Investco R$ Valores apurados de acordo com os pedidos dos autores considerando valores de áreas (jazidas), equipamentos, lucros cessantes e danos morais e valores arbitrados pelos tribunais em tais condenações. Trata-se de ação de indenização em que a parte autora pleiteia reparação pelos danos decorrentes da cessação de sua atividade de barqueiro e pela suposta paralisação das atividades de travessia de passageiros na praia de Porto Real. Foi proferida sentença favorável à Investco em primeiro grau. Em face da referida decisão, foi interposto recurso de Apelação, o qual pende de julgamento pelo Tribunal de Justiça de Tocantins. Foi proferida Sentença de primeiro grau, favorável à Investco. Em face da referida decisão, foi interposto recurso de Apelação pelo autor, ao qual foi negado provimento. Atualmente a Investco aguarda recurso pela parte contrária ou arquivamento do litígio. g) Chance de perda Remota h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Puramente financeiro, relativo ao pagamento de indenização à associação. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Processo: 3532/2002 CI Cível a) Juízo 1ª Vara da Fazenda e Registros Públicos do Estado do Tocantins b) Instância 1º instância c) Data de instauração 01/04/2002 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: Justina Ferreira da Conceição Guimarães Réu: Investco, Instituto de Terras do Estado do Tocantins - ITERTINS e Instituto Natureza do Tocantins NATURATINS R$ Valores apurados de acordo com os pedidos dos autores considerando valores de áreas (jazidas), equipamentos, lucros cessantes e danos morais e valores arbitrados pelos tribunais em tais condenações. Trata-se de Ação Popular movida pela autora em face da Investco, do Naturatins e do Itertins, discutindo a validade do convênio firmado entre os Réus para a implantação dos projetos de Unidade de Conservação no Estado do Tocantins como medida compensatória por perdas ambientais na UHE Lajeado, vez que o ajuste não teria obedecido aos princípios constitucionais da moralidade e da legalidade, além de causar lesão ao erário. O Ministério Público protocolou parecer com entendimento de que a Ação Popular não é a ação própria para discutir esse objeto. A companhia atualmente aguarda decisão. g) Chance de perda Remota h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Puramente financeiro, relativo ao pagamento de indenização. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Processo: CI Cível a) Juízo 2º Vara Federal b) Instância 1º instância c) Data de instauração 06/05/2014 d) Partes do processo Autor: Domingos Yanez Arias Réu: Investco e União PÁGINA: 40 de 374

47 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Processo: CI Cível R$ O valor da contingência refere-se tão somente ao valor da terra nua, excluindo-se, portanto, os pedidos de indenização por danos morais, lucros cessantes e danos materiais, uma vez que não há provas nesse sentido nos autos. Ação de indenização por desapropriação indireta na qual o Autor alega que uma área de sua propriedade foi alagada em razão do enchimento do reservatório da UHE Lajeado, porém não foi indenizado pelo valor da terra nua e das benfeitorias lá existentes. Atualmente, aguarda-se a citação da Investco para apresentação de defesa. g) Chance de perda Remota h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Puramente financeiro, relativo ao pagamento de indenização à associação. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Energest Processo: CI Cível a) Juízo 13ª Vara Cível da comarca de Campo Grande b) Instância 2º Instância c) Data de instauração 10/11/2011 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: LG Engenharia, Construção e Comércio Ltda Réu: Castelo Energética S/A CESA (Energest) R$ Montante corresponde ao reflexo financeiro gerado pelo suposto desequilíbrio contratual da Construção da Central Hidrelétrica Paraíso. A LG Engenharia, Construção e Comércio Ltda (LG) firmou com a Castelo Energética S/A (CESA) Contrato de Construção da Pequena Central Hidrelétrica Paraíso, no dia 29/08/2001. Também participaram do contrato as empresas: (i) Voith Siemens Hydro Power Generation Ltda.; (ii) Enercamp Engenharia e Comércio e SPEC Planejamento, Engenharia e Comércio; e (iii) SPEC Planejamento, Engenharia e Consultoria Ltda.. No referido contrato, restou estabelecido que caberia à LG a execução de todas as obras civis necessárias para a construção do empreendimento. De acordo com a LG, em virtude de eventos imprevisíveis, por interferência natural ou humana, acumulou um prejuízo de aproximadamente R$10.000, que pretende ver reparado pela CESA, devidamente corrigido e acrescido de juros, razão pela qual ingressou com a Ação declaratória de direito obrigacional para a restituição de valores cumulada com cobrança. Em 28/05/2012, foi apresentada contestação pela CESA (hoje, Energest). A defesa foi baseada, em síntese, na: (i) ocorrência de prescrição; (ii) na assunção de responsabilidade, pelo Consórcio, da execução integral do contrato firmado para a construção da PCH Paraíso pelo preço global de, aproximadamente, R$35 milhões; (iii) na assinatura, durante a execução do contrato, de três termos aditivos e um termo de acordo, adequando as obrigações ajustadas à realidade experimentada pelas partes, visando o encerramento das obras; e na (iv) inaplicabilidade da Teoria da Imprevisão, visto que não houve onerosidade excessiva para o consórcio, nem mesmo extrema vantagem para a CESA/Energest; e (v) na existência de quitação expressa, pelo consórcio, em favor da CESA/Energest. Em 31/05/2012, foi deferido prazo para a apresentação de réplica pela LG. Entretanto, o prazo transcorreu sem que tenha sido apresentada qualquer manifestação da LG. A réplica foi apresentada pela autora intempestivamente em 31/07/2012. A Energest protocolou petição requerendo desentranhamento da réplica intempestiva e requerendo o julgamento do feito no estado que se encontra. Foi proferida e publicada sentença favorável à Energest, declarando a prescrição da pretensão da autora relativa à restituição do valor descrito na inicial e, em consequência, condenando a autora ao pagamento das custas e das despesas processuais, bem como, ao pagamento de honorários advocatícios; A LG interpôs Recurso de Apelação contra a sentença de improcedência; O Recurso de Apelação da LG foi recebido em seus efeitos legais e a Energest foi intimada para apresentar suas contrarrazões ao referido Recurso, o que foi providenciado pela empresa. Após, os autos foram remetidos ao Tribunal de Justiça para processamento e julgamento do Recurso de Apelação da LG. PÁGINA: 41 de 374

48 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: CI Cível Foi publicado Acordão que negou provimento ao Recurso de Apelação da LG, sendo mantida a sentença favorável à Energest; A LG interpôs Recurso Especial, com posterior prazo deferido para as contrarrazões da Energest, as quais foram apresentadas tempestivamente. Proferida decisão negando seguimento ao Recurso Especial da LG. Aguarda-se no momento o retorno dos autos da conclusão, após decisão que negou o recurso especial da LG. g) Chance de perda Remoto h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Puramente financeiro, relativo ao pagamento de indenização. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Porto Do Pecém Geração De Energia Processo: CI Cível a) Juízo 3ª Vara Cível b) Instância 1º Instância c) Data de instauração 20/08/2014 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: Montcalm Montagens Industriais S.A. Réu: MABE Construção e Administração de Projetos Ltda.; Porto do Pecém Geração de Energia S.A.; Eneva S.A. e EDP Energias do Brasil S.A. Valor da contingência são segregados entre os riscos provável e possível (i) Possível R$ Consideram os valores reconvencionados pela companhia considerando as graves falhas que foram incorridas durante a prestação de serviço na construção da UHE Pecém 1, tendo atrasado a conclusão de suas etapas por quase um ano, estimando prejuízos no referido montante. (ii) Provável - R$ Valores consideram os supostos prejuizos pela prestação de serviços da Montcalm à Pecém I, descontados dos montantes reconvencionados. Trata-se de demanda em que a Montcalm alega ter sido subcontratada por MABE para prestação de serviços de montagem de equipamentos relacionados à implantação da UTE Pecém I. Após a citação, todas as Rés apresentaram contestação e a MABE apresentou, ainda, reconvenção. Aguarda-se o início da instrução probatória. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Puramente financeiro, relativo ao pagamento de indenização. Sem impacto de imagem para a Companhia. R$ Processo: CI Regulatória a) Juízo 15ª Vara Federal b) Instância 2º Instância c) Data de instauração 07/01/2014 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: Porto do Pecém Geração de Energia SA Porto do Pecém e Itaqui Geração de Energia S.A. Réu: Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL R$ que considera o recálculo obtido com a decisão judicial de Dezembro/2012 à Junho/2015. Trata-se de ação ordinária com pedido de antecipação de tutela a fim de que a Aneel se abstenha de calcular a indisponibilidade das usinas autoras com base nas horas (evitando, consequentemente, que as demandantes tenham que suportar qualquer obrigação de pagar, ou de receber receitas com desconto, com base em cálculo das indisponibilidades permitidas à base horária), garantindo-lhes a PÁGINA: 42 de 374

49 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes aferição em linha com o disposto na Resolução 169 da Aneel. Além disso, as autoras objetivam (i) a declaração da ilegalidade da forma de contabilização da indisponibilidade das usinas autoras à base horária (ou qualquer outra senão aquela prevista na Resolução nº 169/2005 da Aneel L); (ii) o reconhecimento da correção da apuração levando-se em conta a média dos últimos 60 meses; e (ii) a condenação da Aneel para determinar à CCEE que promova os cálculos das indisponibilidades com base na média dos últimos 60 meses, inclusive de forma retroativa. Liminar concedida em janeiro de Contra a decisão a ANEEL interpôs agravo de instrumento contra a decisão que a tutela antecipada. Em agosto de 2014 foi proferida sentença de parcial procedência, confirmando liminar, mas não conferindo efeitos retroativos no recalculo da taxa de indisponibilidade. Atualmente as partes aguardam decisão nos autos remetidos ao TRF 1º Região. g) Chance de perda Remoto h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Puramente financeiro, relativo a devolução dos valores dos recálculos. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Enerpeixe Processo: CI Cível a) Juízo 2ª Vara da Justiça Federal b) Instância 2º Instância c) Data de instauração 06/06/2005 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: Ministério Público Estadual e Federal Réu: Enerpeixe S/A e Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis IBAMA. R$ Corresponde suposto dano moral aos afetados pelo empreendimento, pagamento de indenização dos imóveis adquiridos sem qualquer tipo de depreciação. O MPF ainda formulou pedido específico para que o IBAMA se abstenha de conceder licença de operação enquanto não satisfeitas as obrigações pleiteadas. O Ministério Público Federal ajuizou Ação Civil Pública em face do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis IBAMA, e da Enerpeixe S/A., por meio da qual busca a condenação (i) do IBAMA, para que exija da Enerpeixe a correta mitigação dos impactos provocados à população reassentada em razão da implantação do empreendimento AHE Peixe-Angical, com o cálculo das indenizações sem qualquer tipo de depreciação, e ainda, a inclusão de danos morais, bem como (ii) a Enerpeixe para que realize uma reavaliação de todos os imóveis desapropriados sem qualquer depreciação e o pagamento de danos morais equivalentes a 150% (cento e cinquenta por cento) do total fixado para os danos patrimoniais. O Ministério Público Federal ainda formulou pedido específico de concessão de ordem liminar, pleiteando (i) que o IBAMA inclua nas condicionantes da licença de instalação do referido empreendimento o custo de reposição, inclusive das benfeitorias, como critério de avaliação dos imóveis expropriados, sem qualquer depreciação, e ainda, a inclusão dos danos morais advindos do local de moradia, bem como (ii) que o IBAMA se abstenha de conceder licença de operação enquanto não satisfeitas as obrigações pleiteadas e (ii) que a Enerpeixe reavalie todos os imóveis, excluindo qualquer tipo de fator de depreciação. Em abril de 2007 foi proferida sentença julgando extinto o processo, sem resolução de mérito, por ilegitimidade ativa dos Ministérios Públicos Federal e Estadual, concluindo não existir interesses coletivos, difusos ou individuais homogêneos que mereçam ser tutelados na demanda. Em junho de 2015 o MPF interpôs recurso de apelação objetivando a reforma da sentença, que foi recebido apenas no efeito devolutivo. g) Chance de perda Remoto h) Análise do impacto em caso de perda do processo Puramente financeiro, relativo ao pagamento de indenização. Sem impacto de imagem para a Companhia. PÁGINA: 43 de 374

50 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes i) Valor provisionado, se houver Não há EDP - Energias do Brasil Processo: CI Regulatória a) Juízo 4º Vara Federal b) Instância 1º Instância c) Data de instauração 22/05/2013 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autores: Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica APINE (empresas representadas: Energest, Pantanal, Lajeado Energia, Investco, Enerpeixe, Santa Fé e Costa Rica Associação Brasileira de Geração de Energia Elétrica - ABRAGEL Réu: União Federal R$ Montante relativo ao reflexo nas empresas hídricas, em decorrência da suspensão dos efeitos da Resolução CNPE nº 03/2013, editada pela União, que instituiu rateio entre todos os agentes do mercado de energia elétrica de parte dos custos incorridos com a excessiva utilização de energia proveniente de fontes térmicas (petróleo, carvão e gás), em decorrência da escassez do regime de chuvas (Encargo de Serviço do Sistema ESS) As empresas de geração do Grupo EDP - Energias do Brasil, por meio da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica APINE, da Associação Brasileira de Geração de Energia Elétrica - ABRAGEL, da Associação Brasileira dos Agentes Comercializadores de Energia Elétrica ABRACEEL, da Associação Brasileira de Geradores Termelétricas ABRAGET, ajuizaram ações judiciais visando a suspensão dos efeitos da Resolução CNPE nº 03/2013, editada pela União, que instituiu rateio entre todos os agentes do mercado de energia elétrica dos custos do despacho adicional de usinas termelétricas por razão de segurança energética, em decorrência da escassez do regime de chuvas (Encargo de Serviço do Sistema ESS). Em síntese, as teses defendidas nas ações judiciais abrangem a inversão do ônus da utilização do sistema, que conduz o produtor e/ou comercializador a arcar com tais custos em desacordo com as leis e normativos aplicáveis ao Setor Elétrico, bem como a ofensa ao princípio da reserva legal, e usurpação de competência do Congresso Nacional para criação de subsídio sem a edição de Lei e sem a previsão de compensação econômico-financeira. Entre maio/2013 e junho/2013 foram concedidas liminares no âmbito das ações ordinárias ajuizadas pelas Associações representantes dos agentes de geração e agentes comercializadores, tornando sem efeito o disposto nos artigos 2º e 3º da Resolução CNPE nº 03/2013, impedindo de incluí-las no rateio dos custos calculados conforme CNPE nº 03/2013. Em agosto/2013, o Tribunal Regional Federal - TRF deferiu o pedido da União para suspender os efeitos da liminar reestabelecendo a eficácia dos arts 2º e 3º da Resolução CNPE nº 03/2013 para os associados da ABRACEEL. No âmbito da ação ajuizada pela APINE, o TRF decidiu pela sua manutenção até julgamento final do recurso interposto pela União. Em março/2014 não houve provimento do recurso da União, mantendo a liminar vigente. Em dezembro/2014 foi proferida sentença de procedência, ratificando os termos da liminar. A ANEEL interpôs Recurso de Apelação, que aguarda seu julgamento. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Puramente financeiro, relativo ao pagamento de indenização. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Processo: CI Cível a) Juízo 20ª Vara Cível b) Instância 1º Instância c) Data de instauração 03/11/2014 d) Partes do processo Autor: Montcalm Montagens Industriais S.A. PÁGINA: 44 de 374

51 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Réu: MABE Construção e Administração de Projetos Ltda.; Pecém II Geração de Energia S.A; Eneva S.A. e EDP Energias do Brasil S.A. R$ O valor de contingencia se refere ao suposto inadimplemento contratual alegado pela Montcalm. Trata-se de demanda em que a Montcalm alega ter sido subcontratada por MABE para prestação de serviços de montagem de equipamentos relacionados à implantação da UTE Pecém II. Aguarda-se citação das Rés e apresentação de defesa. g) Chance de perda Remoto h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Puramente financeiro, relativo ao pagamento de indenização. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Processos Trabalhistas A Companhia e suas controladas figuram como parte em diversos processos judiciais que versam sobre matéria trabalhista os quais, em 30 de junho de 2015, representavam contingências relacionadas a ações cuja probabilidade de perda era possível ou provável de aproximadamente R$ , dos quais R$ encontravam-se provisionados. Referem-se a diversas ações que, de maneira geral, versam sobre horas extras, equiparação salarial, responsabilidade subsidiaria e solidária envolvendo empresas prestadoras de serviços, indenizações por danos morais/materiais decorrentes de doenças e acidentes de trabalho, dentre outros. EDP Escelsa Processo: a) Juízo Vara do Trabalho da comarca de Vitória b) Instância 3ª Instância Tribunal Superior do Trabalho c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos 13/11/2009 Autor: Ministério Público do Trabalho (MPT) Rés: EDP Escelsa e Delta Eletrificações e Serviços Ltda. R$ ,32 (seiscentos e setenta e quatro mil, oitenta e seis reais e trinta e dois centavos) Em defesa apresentada em 30/06/2009, as empresas-rés: a) invocaram a incompetência da Vara para julgar a ação; b) no mérito, alegaram ausência de requisitos para a tutela antecipada requerida pela parte autora; c) responsabilidade civil objetiva das rés e da falta de previsão legal para a solidariedade/subsidiariedade da Escelsa; e d) inexistência de dano moral coletivo. Em 04/11/2010 o Processo julgado procedente em parte, obrigando as rés a cumprirem diversas normas referentes à segurança, meio ambiente de trabalho e saúde, sob pena de pagamento de multa de R$20 por infração. Condenou, ainda, a DELTA a pagar indenização por dano moral coletivo no valor de R$100 e a EDP Escelsa, sob o mesmo título, a pagar R$300, de forma solidária. Todas as partes interpuseram recursos ordinários ao Tribunal Regional do Trabalho (TRT). Em 17/10/2011, o TRT negou provimento aos recursos das rés e deu provimento ao recurso do MPT, a fim de aumentar as condenações por dano moral coletivo da Delta para R$200 e da EDP Escelsa para R$500, mantendo a solidariedade destas. Em 12/03/2012, foi dado provimento parcial aos embargos de declaração, a fim de prestar esclarecimentos a respeito da correção monetária aplicável. PÁGINA: 45 de 374

52 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Processo: Em 20/03/2012 as rés interpuseram recursos de revista, cujo seguimento foi denegado pelo TRT/ES em 03/08/2012. Interposto Agravo de Instrumento contra esta decisão em 13/08/2012. Interposto Agravo de Instrumento contratual esta decisão em 13/08/2012. Processo distribuído em 21/08/2013 no TST, estando conclusos para decisão do Ministro Vieira de Mello Filho. Pagamento de indenização a ser fixada. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Processo: RT a) Juízo Vara do Trabalho da comarca de Vitória b) Instância Tribunal Superior do Trabalho c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos 09/07/2014 g) Chance de perda Remoto h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Autor: Ministério Público do Trabalho (MPT) Rés: EDP Escelsa e ABF Engenharia Serviços e Comércio Ltda. R$ ,00 (dez milhões e cento e dez mil reais) A Ação Civil Pública foi ajuizada pelo fato de ter havido 3 (três) acidentes fatais e outro 1 que provocou a lesão corporal que vitimou os empregados da prestadora de serviços ABF Engenharia Serviços e Comércio Ltda, Srs. Ahias Orlando dos Reis (8/3/2010), Vanildo dos Santos Peixoto (13/9/2012), Isach Rangel (17/12/2012) e Fabrício Ferreira Leite (6/12/2010). O Ministério Público do Trabalho (MPT) pretende obrigar as rés a cumprirem uma série de normas referentes à segurança, meio ambiente de trabalho e saúde, bem como a arcarem com indenização por danos morais coletivos, no valor de R$ 10 milhões. Aguardando audiência. A questão do dano moral coletivo ainda não está pacificada no âmbito da Justiça do Trabalho, sendo possível o afastamento da condenação ou sua redução. Não há Processo: RT a) Juízo Vara do Trabalho da comarca de Vitória b) Instância 1ª Instância Tribunal Superior do Trabalho c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos 27/08/2014 Autor: Ministério Público do Trabalho (MPT) Rés: EDP Escelsa R$ ,86 (um milhão, quinhentos e quarenta e nove mil, setecentos e trinta e nove reais e oitenta e seis centavos) A Ação Civil Pública foi ajuizada em face do acidente fatal ocorrido dia 2/4/2011, envolvendo o empregado Osmar de Souza Ramos e outro ocorrido dia 22/11/2011, que provocou a lesão corporal em Jeremias de Andrade. O Ministério Público do Trabalho (MPT) pretende obrigar as rés a cumprirem uma série de normas referentes à segurança, meio ambiente de trabalho e saúde, bem como a arcarem com indenização por danos morais coletivos, no valor de R$ ,00. Audiência designada para o dia 22/01/2015. Audiência adiada para o dia 14/05/2015. Audiência suspensa e adiada para o dia 27/10/2015. g) Chance de perda Remoto PÁGINA: 46 de 374

53 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Processo: RT A questão do dano moral coletivo ainda não está pacificada no âmbito da Justiça do Trabalho, sendo possível o afastamento da condenação ou sua redução. Os demais pedidos elencados pelo Ministério Público do Trabalho em sua petição inicial são regularmente cumpridos pela Escelsa. Não há Processos Tributários O valor dos processos administrativos e judiciais, que versam sobre matéria tributária, totalizava, em 30 de junho de 2015, aproximadamente, R$ , segundo avaliação da Companhia, suas Controladas e seus assessores jurídicos, sendo que apenas R$ referem-se a diversos processos classificados como perda provável e o restante a ações cuja probabilidade de perda é possível. Para detalhamento das causas, foram adotados os seguintes critérios de relevância: (I) expectativa de perda possível e provável, destacam-se aquelas com valor de risco superior a R$10.000; (II) expectativa de perda remota, foram destacadas aquelas que possuem valor de risco superior a R$10.000, que representem individualmente montante superior a 5% (cinco por cento) da contingência fiscal e que versem sobre matéria com jurisprudência não pacificada favoravelmente aos contribuintes. Também foram considerados outros fatores que pudessem influenciar na decisão de investimento. Processos Judiciais EDP Bandeirante Processo: a) Juízo Tribunal Regional Federal da 3ª Região b) Instância 2ª Instância c) Data de instauração 09/09/1999 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autoras: EDP Bandeirante e Eletropaulo Ré: União Federal R$ Risco remoto R$ Risco possível Garantia do direito à anistia concedida pelas Medidas Provisórias nºs e No curso do Mandado de Segurança nº (impetrado pela EDP Bandeirante e Eletropaulo, visando a discutir a constitucionalidade da COFINS), o Fisco Federal ajuizou as execuções fiscais nºs e , exigindo os valores relativos à COFINS do período de 1993 a Antes do julgamento do referido mandado de segurança, o Pleno do Supremo Tribunal Federal firmou entendimento acerca da constitucionalidade da COFINS. Diante disso, a União Federal concedeu anistia (por meio das Medidas Provisórias nºs e ) aos contribuintes que tivessem deixado de recolher tributos por entendê-los indevidos. Por discordar do entendimento da Procuradoria da Fazenda Nacional de que não faziam jus à referida anistia, a EDP Bandeirante e a Eletropaulo efetuaram o depósito dos valores questionados e em seguida ajuizaram a Ação de Consignação em Pagamento nº , para ver reconhecida a quitação das execuções fiscais e Referida Ação de Consignação em Pagamento foi julgada procedente e as execuções fiscais e foram declaradas extintas. Inconformada com esta decisão a Procuradoria da Fazenda Nacional interpôs Recurso, que foi recebido no duplo efeito (devolutivo e suspensivo), motivo pelo qual as execuções fiscais não serão definitivamente extintas enquanto este recurso não for julgado. Em maio de 2012 o recurso foi julgado, reformando parcialmente a sentença, para condenar as companhias a pagarem encargos à Fazenda Nacional à razão de 20% sobre o valor total do débito. A chance de perda da parcela relativa a estes encargos é classificada como possível, haja vista não haver precedentes jurisprudenciais idênticos ao caso. O restante do débito é classificado como perda PÁGINA: 47 de 374

54 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo Processo: remota. Atualmente o processo aguarda julgamento de novo recurso apresentado pelas companhias. Remoto para os valores referentes à COFINS e atualização monetária. Possível para os valores relativos aos encargos da Fazenda Nacional. Pagamento do valor total da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. i) Valor provisionado Não há. Processo: a) Juízo Judicial b) Instância Superior c) Data de instauração 25/04/2011 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: Sindicato da Indústria de Energia no Estado de São Paulo SINDIENERGIA Ré: Secretaria da Fazenda do Estado de São Paulo R$ Ação judicial que visa a suspensão da exigibilidade do ICMS sobre as perdas comerciais mensalmente apuradas pelas distribuidoras de energia elétrica do Estado de São Paulo a partir de 1º de janeiro de 2010, exigido por meio do Decreto Estadual nº /2010. Foi deferida a liminar. Foi proferida sentença favorável às Distribuidoras. Contra a sentença, a Fazenda Estadual interpôs Recurso de Apelação. Proferido o acórdão desfavorável à empresa, foram opostos Embargos de Declaração. No julgamento dos Embargos de Declaração foi proferido acórdão favorável às Distribuidoras, mantendo integralmente a sentença de 1º grau. A Fazenda Estadual opôs novos Embargos de Declaração, os quais restaram rejeitados. Atualmente o processo aguarda o julgamento de recurso aos Tribunais Superiores. g) Chance de perda Remota h) Análise do impacto em caso de perda do Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. processo i) Valor provisionado Não há. Processo: a) Juízo Judicial b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração 04/06/2008 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: Prefeitura Municipal de Itaquaquecetuba Ré: EDP Bandeirante R$ Execução Fiscal visando a cobrança de supostos débitos oriundos de multa aplicada em decorrência da ausência de apresentação de laudo técnico atestando as condições de segurança dos equipamentos mobiliários da empresa (postes), mantidos nas áreas e logradouros públicos, objeto do auto de infração n 19224/A. Em 24/04/2014 foi proferida decisão acolhendo a carta de fiança bancária oferecida e suspendendo a exigibilidade do crédito tributário. Atualmente aguarda-se julgamento dos Embargos à Execução Fiscal. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. PÁGINA: 48 de 374

55 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes i) Valor provisionado Não há. EDP Comercializadora Processo: a) Juízo 1ª Vara da Comarca de Belo Horizonte b) Instância Superior c) Data de instauração 20/10/2008 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: Fazenda do Estado de Minas Gerais Ré: EDP Comercializadora R$ Execução Fiscal por meio da qual a Fazenda do Estado de Minas Gerais pretende a cobrança de créditos tributários consubstanciados no auto de infração n , o qual exige o ICMS supostamente devido sobre operações de venda de energia elétrica realizadas com empresas localizadas no Estado de Minas Gerais no período compreendido entre setembro de 2002 e janeiro de Foram interpostos Embargos à Execução, os quais foram rejeitados em 1ª e 2ª instâncias. Atualmente, o processo aguarda julgamento de Recurso aos Tribunais Superiores. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há EDP Escelsa Processo: a) Juízo 2ª Vara das Execuções Fiscais Federais da Seção Judiciária de Vitória b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração 31/08/2009 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autora: União Federal Ré: EDP Escelsa R$ Visa promover a cobrança de débitos de COFINS referente aos meses de março a outubro de 2001, os quais foram objeto de compensação com crédito advindo do recolhimento indevido de FINSOCIAL, conforme reconhecido à empresa na ação judicial nº e declarado nas respectivas DCTF s do período. Atualmente, o processo aguarda julgamento de Embargos à Execução. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Processo: a) Juízo 2ª Vara das Execuções Fiscais Federais da Seção Judiciária de Vitória b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração 01/02/2009 PÁGINA: 49 de 374

56 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autora: União Federal Ré: EDP Escelsa R$ Visa promover à cobrança de débitos de PIS referente aos meses de fevereiro a julho de 2002, inscritos na dívida ativa sob o nº , bem como de débitos de COFINS referente aos meses de março a novembro de 2005, inscrito na dívida ativa sob o nº , originados em razão do não processamento pelas autoridades fiscais das retificações das declarações fiscais da empresa, realizadas com o objetivo de refletir os ajustes na contabilização da receita decorrente da Recomposição Tarifária Extraordinária RTE, conforme Parecer COSIT nº 26/02. Atualmente, o processo aguarda julgamento de Embargos à Execução. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Processo: a) Juízo 1ª Vara das Execuções Fiscais Federais da Seção Judiciária de Vitória b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração 20/07/2009 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autora: União Federal Ré: EDP Escelsa R$ Visa promover a cobrança de débitos de COFINS, referente ao mês de dezembro de 2005, inscritos na dívida ativa sob o nº , bem como de débitos de PIS referente aos meses de dezembro de 2002, julho, agosto e setembro de 2003, inscritos na dívida ativa sob o nº , originados em razão do não-processamento pelas autoridades fiscais das retificações das declarações fiscais da empresa, realizadas com o objetivo de refletir os ajustes na contabilização da receita decorrente da Recomposição Tarifária Extraordinária RTE, conforme Parecer COSIT nº 26/02. Atualmente, o processo aguarda julgamento de Embargos à Execução. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Processo: a) Juízo Vara das Execuções Fiscais Federais de Fortaleza b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração 30/03/2015 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autora: União Federal Ré: EDP Porto do Pecém Geração de Energia R$ Execução Fiscal movida pela Fazenda Nacional, objetivando a cobrança de supostos débitos de IRPJ e CSLL decorrentes da glosa de exclusões do lucro real e da base de cálculo da CSLL de determinadas receitas financeiras e variações cambiais ativas auferidas nos meses de janeiro, PÁGINA: 50 de 374

57 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes g) Chance de perda Possível fevereiro e dezembro de Atualmente, o processo aguarda julgamento dos Embargos à Execução Fiscal. h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Processos Administrativos EDP - Energias do Brasil Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Primeira c) Data de instauração 18/09/2009 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autora: Receita Federal do Brasil Ré: EDP - Energias do Brasil R$ Trata-se de processo administrativo de compensação de débitos tributários com crédito relativo a Saldo Negativo de IRPJ apurado no ano calendário de Atualmente, o processo aguarda o julgamento do Recurso administrativo. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há EDP Bandeirante Processo: AIIM a) Juízo TIT Tribunal de Impostos e Taxas b) Instância 2ª Instância c) Data de instauração 13/12/2007 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autora: Fazenda do Estado de São Paulo Ré: EDP Bandeirante R$ Auto de infração referente a créditos de ICMS utilizados entre janeiro de 2002 a dezembro de Em julgamento realizado em 31/03/2010, o Tribunal de Impostos e Taxas anulou a decisão de 1º instância administrativa por ausência de fundamentação legal. Foi proferida nova decisão, desfavorável à EDP Bandeirante. Em face da decisão, foi apresentado novo recurso ao Tribunal de Impostos e Taxas, que aguarda julgamento. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. PÁGINA: 51 de 374

58 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes i) Valor provisionado, se houver Não há Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância 2ª Instância c) Data de instauração 05/04/2007 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autora: EDP Bandeirante Ré: Receita Federal do Brasil R$ Trata o processo administrativo de Declaração de Compensação (DCOMP), formalizada em 05 de abril de 2007, em meio físico, como retificadora de outra DCOMP. Crédito: IRPJ pago em 31/1/2002. Débitos: Estimativas de IRPJ de jun/02, jul/02, set/02, nov/02, dez/02, fev/03, mar/03, jun/03, jul/03 e ago/03. O processo aguarda julgamento no Conselho Administrativo de Recursos Fiscais. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. i) Valor provisionado Não há Processo: 38213/A a) Juízo Administrativo Municipal b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração 29/10/2012 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autora: Prefeitura Municipal de Itaquaquecetuba Ré: EDP Bandeirante R$ Trata-se de autuação em decorrência da suposta ausência de inscrição de equipamentos mobiliários (postes), instalados e mantidos nas vias e logradouros públicos do município. Foi apresentada impugnação que aguarda julgamento. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. i) Valor provisionado Não há Processo: a) Juízo Administrativo Estadual b) Instância 2ª Instância c) Data de instauração 12/12/2012 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autora: Secretaria da Fazenda do Estado de São Paulo Ré: EDP Bandeirante Risco Possível - R$ Risco Remoto - R$ 316 Risco Provável - R$ 229 Trata-se de autuação que objetiva a glosa dos créditos relativos a estornos de débitos escriturados na apuração do ICMS nos exercícios de janeiro a dezembro de Em julgamento de primeira instância administrativa foi dado provimento ao recurso da EDP Bandeirante, para cancelar PÁGINA: 52 de 374

59 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes g) Chance de perda Possível integralmente a autuação. A Fazenda Estadual interpôs recurso de ofício contra essa decisão. Atualmente aguarda-se o julgamento dos recursos administrativos. h) Análise do impacto em caso de perda do processo Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. i) Valor provisionado Não há. Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância 2ª Instância c) Data de instauração 05/04/2007 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autora: EDP Bandeirante Ré: Receita Federal do Brasil R$ Trata o processo administrativo de Declaração de Compensação (DCOMP), formalizada em 05 de abril de 2007, em meio físico, como retificadora de outra DCOMP. Crédito: CSLL paga em 28/02/2002. Débitos: Estimativa de dez/03. O processo aguarda julgamento de recurso no Conselho Administrativo de Recursos Fiscais. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. i) Valor provisionado Não há. Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância 2ª Instância c) Data de instauração 05/04/2007 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autora: EDP Bandeirante Ré: Receita Federal do Brasil R$ Trata o processo administrativo de Declaração de Compensação (DCOMP), formalizada em 05 de abril de 2007, em meio físico, como retificadora de outra DCOMP. Crédito: CSLL paga em 31/1/2002. Débitos: Estimativas de CSLL de jun/02, jul/02, set/02, dez/02, fev/03, mar/03, jun/03, jul/03 e ago/03. O processo aguarda julgamento no Conselho Administrativo de Recursos Fiscais. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. i) Valor provisionado Não há. Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração 25/04/2011 d) Partes do processo Autora: Receita Federal do Brasil Ré: EDP Bandeirante PÁGINA: 53 de 374

60 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos R$ Trata-se de processo administrativo de declarações de compensação utilizando-se de créditos oriundos de pagamento a maior de Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS), referente ao período de apuração de dezembro de Referidas declarações foram homologadas apenas parcialmente. Foi apresentada Manifestação de Inconformidade, que aguarda julgamento. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. i) Valor provisionado Não há Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância 2ª Instância c) Data de instauração 05/04/2007 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autora: EDP Bandeirante Ré: Receita Federal do Brasil R$ Trata o processo administrativo de Declaração de Compensação (DCOMP), formalizada em 05/04/2007, em meio físico, como retificadora de outra DCOMP. Crédito: IRPJ pago em 28/02/2002. Débito: Estimativa de CSLL de dez/03. O processo aguarda julgamento de recurso no Conselho Administrativo de Recursos Fiscais. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. i) Valor provisionado Não há Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância 2ª Instância c) Data de instauração 05/04/2007 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autora: EDP Bandeirante Ré: Receita Federal do Brasil R$ Trata o processo administrativo de Declaração de Compensação (DCOMP), formalizada em 05/04/2007, em meio físico, como retificadora de outra DCOMP. Crédito: IRPJ pago em 28/02/2002. Débito: Estimativa de CSLL de dez/03. O processo aguarda julgamento de recurso especial interposto pela Fazenda Nacional, perante ao Conselho Administrativo de Recursos Fiscais. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. i) Valor provisionado Não há EDP Escelsa PÁGINA: 54 de 374

61 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração 19/03/2008 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: Delegacia da Receita Federal de Vitória ES Ré: EDP Escelsa R$ Processo Administrativo que visa à cobrança de débitos de COFINS, referentes ao mês de janeiro/2005, em decorrência de apresentação de Declaração de Compensação informando valor de saldo negativo de IRPJ diverso ao apurado no período, o que impossibilitou a homologação. Foi apresentada manifestação de inconformidade e os autos aguardam decisão em 1ª instância administrativa. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância 2ª Instância c) Data de instauração 15/10/2001 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autora: EDP Escelsa Ré: Receita Federal do Brasil R$ Compensação de débitos de PIS e COFINS com créditos de IRRF realizadas em 2001, 2002 e Ao analisar as compensações, a Receita Federal do Brasil concluiu pela insuficiência dos créditos, ocasionando a cobrança do saldo remanescente. Foi apresentado Recurso Voluntário ao Conselho de Recursos Fiscais, que restou improvido. Atualmente, o processo aguarda julgamento de Recurso Especial. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Lajeado Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração 04/06/2014 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos Autora: Receita Federal do Brasil Ré: Lajeado Energia S/A R$ PÁGINA: 55 de 374

62 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes f) Principais fatos A Receita Federal lavrou autos de infração objetivando a cobrança de supostos créditos tributários referentes ao IRPJ e CSLL, referentes aos anos-calendários de 2009 a 2012, em decorrência da glosa de despesas relativas à amortização de ágio gerado na aquisição de participação societária, com fundamento no valor de rentabilidade futura, e posteriormente incorporado e amortizado pela empresa. A Lajeado apresentou Impugnação requerendo o reconhecimento da legitimidade da amortização e o cancelamento dos autos de infração. A decisão de 1º instância administrativa manteve o auto de infração, o que ensejou na interposição de recurso administrativo, que atualmente aguarda julgamento. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Pagamento do valor da contingência. Sem impacto de imagem para a Companhia. Não há Processos e Inquérito Civil de Natureza Ambiental Em 30 de junho de 2015, nós e nossas controladas figurávamos como parte em diversos processos judiciais e administrativos que versavam sobre matéria ambiental. As ações civis públicas não possibilitam uma estimativa de desembolso confiável, não sendo possível constituir valor provisionável para tais contingências, as quais possuem riscos de perda classificados como remotos. De uma maneira geral, os processos de natureza ambiental têm por objeto eventos interpretados pelas autoridades ambientais e/ou pelo Ministério Público como descumprimento à legislação ambiental. Processos Judiciais Investco Processo: ( ) - CI a) Juízo 1ª Vara da Justiça Federal de Palmas b) Instância 1º Instância c) Data de instauração 20/10/2003 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: Ministério Público Federal MPF Ré: Investco; Ibama - Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis; Naturatins - Instituto Natureza do Tocantins. R$ Valores apurados conforme pedido do MPF em relação a supostos danos causados pela empresa, decorrentes do não cumprimento dos PBA`s (Programa Básico Ambiental) relativos as obrigações decorrentes da formação do reservatório, tais como a realização de limpeza do lago, reflorestamento de áreas do seu entorno, aquisição de área de preservação permanente e execução do plano ambiental de conservação de uso do entorno do reservatório. Pretende o MPF o cumprimento de obrigações decorrentes da formação do reservatório tais como a realização na limpeza completa do lago, do reflorestamento das áreas do seu entorno, da aquisição das Áreas de Preservação Permanente e também execução do plano ambiental de conservação e uso do entorno do reservatório. O IBAMA manifestou-se requerendo ingressar no pólo ativo da ação. O órgão ambiental Naturatins contestou reforçando a legitimidade do processo licenciatório e o cumprimento por parte da Investco das obrigações impostas. Em contentação a Investco alegou o cumprimento das obrigações ambientais decorrentes da formação do reservatório e convencionadas no âmbito licenciatório. Houve decisão judicial afastando as preliminares arguidas pela Investco e indeferindo o pedido de antecipação de tutela bem como o pedido do IBAMA para alteração de sua situação processual, sendo esse último o motivo que ensejou Agravo de Instrumento pelo IBAMA. Na fase pericial, o laudo foi favorável à Investco. PÁGINA: 56 de 374

63 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: ( ) - CI Em 04/11/2013 foi publicada decisão deferindo o pedido das peritas para levantamento de honorários periciais e ordenando que o MPF justifique a necessidade da designação de audiência, sob pena de preclusão. Decorrido o prazo, as partes serão intimadas para apresentar alegações finais. A Investco realizou reunião no MPF para tentativa de conciliação. A empresa indicou o atendimento integral de todas as exigências objeto da ação. O IBAMA e Naturatins, presentes na audiência confirmaram o atendimento desses itens e reforçaram que já foram expedidas duas licenças de operação no decorrer da ação judicial. Em 19/12/2014 a Investco assinou em conjunto com o MPF petição requerendo extinção do feito por perda do objeto. g) Chance de perda Remota h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver A ação não determina nenhum impacto per se. Ela tem cunho fiscalizatório do desempenho das obrigações determinadas na Licença de Operação. Já houve pelo menos 2 renovações da licença de operação reconhecendo que a Investco cumpre com os programas ambientais. Não há PÁGINA: 57 de 374

64 4.4 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores 4.4. Descrever os processos judiciais, administrativos ou arbitrais, que não estejam sob sigilo, em que a Companhia ou suas controladas sejam parte e cujas partes contrárias sejam administradores ou ex-administradores, controladores ou ex-controladores ou investidores da Companhia ou de suas controladas A Companhia e suas controladas não possuem processos judiciais, administrativos ou arbitrais cujas partes contrárias sejam seus administradores ou ex-administradores, controladores ou excontroladores ou investidores ou os de suas controladas. PÁGINA: 58 de 374

65 4.5 - Processos sigilosos relevantes 4.5. Em relação aos processos sigilosos relevantes em que a Companhia ou suas controladas sejam parte e que não tenham sido divulgados nos itens 4.3 e 4.4, analisar o impacto em caso de perda e informar os valores envolvidos A Companhia e suas controladas não possuem processos sigilosos relevantes em que a Companhia e/ou suas controladas sejam parte e que não tenham sido divulgados acima. PÁGINA: 59 de 374

66 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto 4.6. Descrever os processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, baseados em fatos e causas jurídicas semelhantes, que não estejam sob sigilo e que em conjunto sejam relevantes, em que a Companhia ou suas controladas sejam parte, discriminando entre trabalhistas, tributários, cíveis e outros, e indicando (em milhares de reais, exceto quando indicado) Processos de Natureza Cível, Arbitral e Regulatória EDP Bandeirante e EDP Escelsa a) Valores envolvidos b) Valores provisionados c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência R$ R$ Observa-se a ocorrência de processos, dos quais destacam-se dentre os processos cíveis que envolvem a EDP Bandeirante e EDP Escelsa os pedidos de restituição feitos à EDP Bandeirante e à EDP Escelsa referentes aos valores pagos a título de majoração tarifária. Tais processos foram efetuados pelos consumidores industriais estabelecidos na área de concessão das controladas, em decorrência da aplicação das Portarias DNAEE n.º 38, de 27 de fevereiro de 1986 e n.º 45, de 4 de março de Plano Cruzado, que vigoraram de março a novembro daquele ano e, consequentemente, seus reflexos observados. Os valores originais estão atualizados de acordo com a sistemática praticada no âmbito do Poder Judiciário. EDP Bandeirante a) Valores envolvidos b) Valores provisionados c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência R$ R$ Fiscalização realizada em 11 de abril a 6 de maio de 2011 no Ativo Imobilizado em Serviço AIS para o 3º Ciclo de RTP da EDP Bandeirante, na qual foram apontadas condutas e procedimentos específicos em desacordo com o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (como por exemplo, forma de alocação de custos, unitização, rateio de administração central, apropriação de componente menor e custos adicionais), assim como em relação a Portaria DNAEE 815/1994. Processos de Natureza Trabalhistas Processos Judiciais EDP Bandeirante a) Valores envolvidos b) Valores provisionados c) Prática da Em razão da distribuição recorrente das ações de natureza semelhantes, bem como pelos períodos postulados e demais características individuais dos autores em relação às empresas, não é possível a definição de valores para estes processos. Não há valores provisionados. Há processos trabalhistas ajuizados contra a EDP Bandeirante que envolvem PÁGINA: 60 de 374

67 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Companhia ou Controlada que causou tal contingência EDP Escelsa sua responsabilidade por obrigações trabalhistas nos períodos posteriores a 1º de janeiro de 1998, oriundos de cisão parcial da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A. e EBE - Empresa Bandeirante de Energia. Posteriormente, nos termos do Protocolo de Cisão Parcial da EBE - Empresa Bandeirante de Energia, ocorrida em 1º de outubro de 2001, a atual EDP Bandeirante e a CPFL Companhia Piratininga de Força e Luz, se tornaram responsáveis pelas obrigações correspondentes aos empregados, alocados nas respectivas regiões assumidas pelas empresas, ao passo que as responsabilidades das ações corporativas são repartidas na proporção percentual determinada no respectivo protocolo de cisão. a) Valores envolvidos b) Valores provisionados c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência R$233,9 Não há valores provisionados. A Superintendência Regional do Trabalho de Vitória lavrou 99 Autos de Infração, sob a alegação de que a Companhia não observou as regras relativas à concessão do: (i) intervalo intrajornada, (ii) do intervalo interjornada, (iii) do descanso semanal remunerado, (iv) do trabalho superior às duas horas prevista na legislação laboral. Considerando o mês base de junho de 2015, foram julgados 75 autos de infração ratificando a autuação anteriormente lavrada. Considerando o fato de não prejuízo quanto às matérias discutidas nos autos de infração julgados, a Companhia não recorrerá administrativamente das decisões, exceto quanto às matérias que envolvem segurança e medicina do trabalho. A Companhia aguardará o julgamento dos demais autos de infração para, posteriormente, avaliar a possibilidade de interposição de recurso administrativo. Processos de Natureza Tributária EDP Bandeirante a) Valores envolvidos b) Valores provisionados c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência R$ Não há Destacam-se dentre os processos tributários que envolvem a EDP Bandeirante diversas discussões relativas a exigências de taxa de uso do solo e espaço aéreo para instalação de postes e cabeamento para distribuição de energia elétrica. EDP Comercializadora a) Valores envolvidos b) Valores provisionados c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência R$ Não há Está em discussão um conjunto de processos administrativos que decorrem da não homologação de compensações de créditos de PIS, COFINS, IRPJ e CSLL referentes aos exercícios de 2004/2009 com débitos dos mesmos tributos. PÁGINA: 61 de 374

68 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Processos de Natureza Ambiental Processos Judiciais e Administrativos: Porto do Pecém a) Valores envolvidos b) Valores provisionados c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência Não estimável Não há provisão. 03 ações civis públicas, propostos por órgãos ambientais, dentre eles: Ministério Público Federal e Procuradoria da República no Estado do Ceará que, de modo geral, questionam o Licenciamento Ambiental do Complexo Industrial e Portuário Porto de Pecém, que abriga o empreendimento UTE PECEM (Usina Termelétrica movida a carvão mineral). As ações civis discutem o atendimento de determinadas condicionantes das licenças ambientais durante o período de construção da usina. As mesmas estão sendo defendidos pela Companhia. Enerpeixe a) Valores envolvidos b) Valores provisionados c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência Não estimável Não há provisão. 01 ação civil pública ajuizada pelo Ministério Público Federal e 01 ação civil pública ajuizada pelo Ministério Público Estadual e pelo Ministério Público Federal, objetivando de modo geral compensações ambientais e sociais decorrentes da implantação da Usina AHE Peixe-Angical. As ações civis discutem o atendimento de determinadas condicionantes das licenças ambientais durante o período de construção da usina. As mesmas estão sendo defendidos pela Companhia. PÁGINA: 62 de 374

69 4.7 - Outras contingências relevantes 4.7. Descrever outras contingências relevantes não abrangidas pelos itens anteriores (em milhares de reais, exceto quando indicado). Enersul Em decorrência do contrato de permuta de ativos celebrado entre a Companhia e o Grupo Rede (Rede Energia S.A. e a Rede Power do Brasil S.A., em conjunto) em 18 de junho de 2008, a Companhia se comprometeu a indenizar o Grupo Rede por quaisquer contingências judiciais que a Empresa Energética do Mato Grosso do Sul S.A. Enersul ( Enersul ) venha a assumir, referentes a fatos geradores ocorridos antes de 11 de setembro de 2008, data de fechamento da operação. A responsabilidade da Companhia é limitada quantitativamente a R$100 milhões e temporalmente às contingências concretizadas em até 10 anos contados do fechamento da operação. Não estão incluídas nas limitações contratuais de responsabilidade 11 demandas específicas, elencadas em anexo próprio do termo de permuta de ativos, em montante ainda a ser apurado nos processos. Na data base deste Formulário de Referência, os valores provisionados das ações da Enersul sob nossa responsabilidade totalizavam R$ O principal processo envolvendo a Enersul é a ação civil pública ajuizada pelo Ministério Público Federal questionando os critérios utilizados na revisão tarifária de Pelo contrato de permuta firmado com Grupo Rede, a Companhia é obrigada a indenizar o Grupo Rede na hipótese de eventual condenação que a Enersul venha a sofrer nesta ação, bem como ressarcir o Grupo Rede caso tal decisão tenha como reflexo a redução de tarifas. O quadro abaixo lista os principais dados sobre essa ação: Processo: CI a) Juízo 4ª vara Federal da comarca de Campo Grande MS b) Instância Segunda c) Data de instauração 25/06/2003 d) Partes do processo Autor: Ministério Público Federal Ré: Enersul - Empresa Energética de Mato Grosso do Sul e) Valores, bens ou Não estimado direitos envolvidos f) Principais fatos A ação civil pública objetiva o recálculo dos índices da revisão tarifária de 2003 e para tanto requer; I a anulação da Resolução ANEEL 167, de 07/04/2003, a qual fixou o índice de reposicionamento tarifário da Enersul, fixando outro índice em seu lugar, utilizando-se de algum dos parâmetros arrolados na petição inicial; II condenar a União Federal a realizar auditoria especial, a ser feita pela ANEEL; III impedir que novo aumento tarifário seja autorizado pela ANEEL à Enersul, enquanto pendente a ação; IV proibir a ANEEL de utilizar-se no cálculo da tarifa de energia elétrica da Enersul custo de compra de energia elétrica de empresas do mesmo grupo econômico superiores aos menores valores pagos pela Enersul à empresas não relacionadas e V proibir que a ANEEL utilize no cálculo da tarifa o IGPM, quando este exceder em mais de um quarto a média da inflação extraída do IPC, INPC E IPCA, aplicando, nesse caso, referida média e por fim VI a condenação da Enersul a devolver a diferença, aos consumidores, eventualmente apurada. Após a apresentação de defesa pela Enersul em 04/08/2003, sustentando a legalidade do procedimento adotado por ela quando da revisão tarifária de 2003, foi produzido laudo pericial favorável à Enersul. As partes já se manifestaram sobre o laudo pericial e apresentaram suas alegações finais. Atualmente, aguarda-se a prolação de sentença. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo Devolução de valores indevidamente cobrados dos consumidores, além daqueles definidos pela ANEEL. Ainda que não se possa estimar o valor envolvido no caso de procedência desta ação, a complexidade do processo de devolução, determinaria novas obrigações à companhia. JUR_SP v PÁGINA: 63 de 374

70 4.7 - Outras contingências relevantes Processo: CI i) Valor provisionado, se houver Não estimado Processos e Inquérito Civil de Natureza Ambiental A Companhia também é parte em diversos Inquéritos Civis instaurados pelo Ministério Público Federal e Estadual por suposto descumprimento de legislação ambiental. Esses inquéritos podem resultar no ajuizamento de outras Ações Civis Públicas ou poderão culminar na assinatura de Termos de Ajustamento de Conduta ( TAC ), nos quais a Companhia assume obrigações relacionadas à compensação ambiental do eventual dano causado. Os TACs podem ser onerosos e acarretar custos não previstos durante o seu cumprimento. JUR_SP v PÁGINA: 64 de 374

71 4.8 - Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados 4.8. Em relação às regras do país de origem do emissor estrangeiro e às regras do país no qual os valores mobiliários do emissor estrangeiro estão custodiados, se diferente do país de origem, identificar: a) restrições impostas ao exercício de direitos políticos e econômicos; b) restrições à circulação e transferência dos valores mobiliários; c) hipóteses de cancelamento de registro; e d) outras questões do interesse dos investidores. Não aplicável, pois somos emissor nacional, temos sede no Brasil e nossas ações são custodiadas neste país. PÁGINA: 65 de 374

72 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado 5.1. Descrever, quantitativa e qualitativamente, os principais riscos de mercado a que a Companhia está exposta, inclusive em relação a riscos cambiais e a taxas de juros (Em milhares de reais, exceto quando indicado) Além dos riscos indicados no item 4.1 deste Formulário de Referência, estamos expostos a riscos de mercado decorrentes das nossas atividades envolvendo principalmente a possibilidade de mudanças nas taxas de juros, flutuações na taxa de câmbio e risco de crédito. Além disso, os principais fatores macroeconômicos que podem influenciar os nossos negócios são descritos abaixo. Risco de Taxa de Juros A dívida da Companhia consolidada está sujeita a variações na taxa de juros que podem elevar o seu custo de financiamento. Em 30 de junho de 2015, o valor consolidado da dívida (empréstimos, financiamentos e debêntures, de curto e longo prazo) era de R$ Desse montante, 26% estão indexados à Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP), 55,3% à taxa dos Certificados de Depósitos Interbancários (CDI), 13,3% em moeda estrangeira (Libor), 2,7% atrelados ao Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA/FGV) e 2,7% a taxas pré-fixadas. Dessa forma, a elevação da TJLP, do CDI, da Libor e do IPCA pode elevar os encargos financeiros de nossa dívida, impactando de forma adversa em nossa situação financeira e resultados. Estamos expostos a aumentos das taxas de juros praticadas pelo mercado e a riscos cambiais Em 31 de dezembro de 2014 e 30 de junho de 2015, aproximadamente 100% e 86,7%, respectivamente, do nosso endividamento total eram denominados em Reais e atrelados às taxas do mercado financeiro brasileiro ou a índices de inflação, ou, ainda, estavam sujeitos às taxas flutuantes de juros. Os 0% e 13,3%, respectivamente, restantes do nosso endividamento total eram denominados em dólares norte-americanos e taxa de juros Libor e, em grande parte, vinculados a swaps cambiais e de juros que os convertiam em Reais. Desse modo, se os juros em Reais ou os índices de inflação aumentarem, nossas despesas financeiras aumentarão. A instabilidade da taxa de câmbio poderá afetar adversamente nossa condição financeira, os nossos resultados operacionais e de nossas ações ordinárias. Durante as últimas décadas, o real sofreu variações frequentes e substanciais em relação ao dólar norte- americano e às moedas estrangeiras. Em 31 de dezembro de 2012, 2013 e 2014, bem como em 31 de março de 2015, a taxa de câmbio do real em relação ao dólar norte-americano foi de R$ 2,044, R$ 2,343, R$ 2,656 e R$ 3,208 por US$1,00, respectivamente. Em 30 de junho de 2015, a taxa de câmbio era de R$3,103 por US$1,00. O real poderá ainda se depreciar em comparação com o dólar norte-americano no futuro. A depreciação do real em relação ao dólar norte-americano pode criar pressões inflacionárias no Brasil e provocar o aumento da taxa de juros, que pode afetar negativamente o crescimento da economia brasileira como um todo e afetar nossa condição financeira e resultados operacionais, como também inibir o acesso aos mercados de capitais internacionais, e levar o governo a intervir, inclusive com políticas governamentais de recessão. A depreciação do real em relação ao dólar norte-americano pode também levar à diminuição do consumo, pressões deflacionárias e reduzir o crescimento da economia como um todo. Por outro lado, a apreciação do Real em relação ao dólar norte-americano e a outras moedas estrangeiras poderá conduzir à desvalorização de contas correntes brasileiras no exterior, bem como diminuir o crescimento impulsionado pelas exportações. Dependendo das circunstâncias, tanto a depreciação como a apreciação do real podem substancialmente e adversamente afetar o crescimento da economia brasileira e de nosso negócio, nossas condições financeiras e resultados de operações. Risco de Crédito PÁGINA: 66 de 374

73 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado O risco de crédito configura-se, principalmente pelas atividades desenvolvidas pelas nossas controladas EDP Bandeirante e EDP Escelsa, decorrente do faturamento a receber de consumidores. Adicionalmente, tanto para as distribuidoras como para as geradoras, existem valores a receber relativos às transações de venda, compra de energia e encargos de serviço do sistema, realizados no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, constantes na Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa ( PCLD ), que estão sujeitas a modificações dependendo de decisão de processos judiciais em andamento. O acompanhamento dos processos judiciais é efetuado e gerenciado pela CCEE. O saldo da PCLD é de R$ em 30 de junho de 2015, que é o saldo que a Companhia já contabilizou em seus resultados. Esse saldo da PCLD pode afetar negativamente o caixa, constituindo-se, portanto, no risco de não receber os valores acima mencionados. A provisão pode não ser suficiente para refletir as perdas decorrentes do risco de crédito acima mencionado, dependendo de decisão de processos judiciais em andamento e da capacidade de pagamento de nossos consumidores. Risco de vencimento antecipado A Companhia e suas controladas possuem debêntures, contratos de empréstimo e financiamento com cláusulas restritivas que, em geral, requerem a manutenção de índices econômicofinanceiros em determinados níveis (covenants financeiros) e de outras condições. O descumprimento dessas restrições poderá implicar o vencimento antecipado das dívidas, o que pode causar um impacto adverso relevante nos seus resultados operacionais. Em 30 de junho de 2015, a dívida bruta da Companhia era de R$ Para maiores informações sobre os índices financeiros, vide item 10.1.f deste Formulário de Referência. Além dos riscos de mercado dispostos acima, a Companhia está sujeita aos seguintes riscos macroeconômicos: O Governo Federal exerceu e continua a exercer influência significativa sobre a economia brasileira. Esta influência, bem como as condições políticas e econômicas brasileiras, pode afetar adversamente as nossas atividades A economia brasileira tem sido marcada por frequentes, e por vezes significativas, intervenções do Governo Federal, que regularmente modifica as políticas monetárias, de crédito, fiscal e outras. As ações do Governo Federal para controlar a inflação e efetuar outras políticas envolveram no passado, entre outras, aumentos nas taxas de juros, mudanças na política fiscal, controle de preço, desvalorização da moeda, controles no fluxo de capital e determinados limites sobre as mercadorias e os serviços importados. Nossos negócios, nossa condição financeira e os resultados das nossas operações podem ser adversamente afetados em razão de mudanças na política pública em nível federal, estadual e municipal, referentes a: Tarifas públicas: Taxas de juros; Controle no câmbio e restrições a remessas ao exterior; Variações nas taxas de câmbio; Inflação; Liquidez no mercado doméstico financeiro e de capitais e mercado de empréstimos; Política fiscal e regime tributário, incluindo alterações na legislação tributária e trabalhista; Medidas de cunho político, social e econômico que ocorram ou possam afetar o Brasil; Regulamentações ambientais em nosso setor; Taxas de câmbio e controles e restrições sobre remessas para o exterior, como aquelas brevemente impostas em 1989 e começo de PÁGINA: 67 de 374

74 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado Não podemos garantir que o governo brasileiro continuará com as políticas econômicas atuais, ou que alguma mudança implementada pelo governo brasileiro não afetará, direta ou indiretamente, nossos negócios e resultados de nossas operações. Esforços do governo para combater a inflação podem retardar o crescimento da economia brasileira e prejudicar os nossos negócios No passado, o Brasil sofreu taxas de inflação extremamente altas e, consequentemente, adotou políticas monetárias que resultaram elevadas taxas reais de juros A inflação e as medidas adotadas pelo governo brasileiro para combatê-la, principalmente por meio do Banco Central do Brasil, podem afetar a economia brasileira e nossos negócios ao influenciar o crescimento do Brasil e a disponibilidade de crédito. Além disso, podemos não ter condições de ajustar os preços praticados para compensar os efeitos da inflação na nossa estrutura de custos. A instabilidade cambial pode prejudicar a economia brasileira, bem como a nós Durante as últimas décadas, a moeda brasileira teve frequentes e substanciais variações cambiais frente às principais moedas internacionais. Diante deste cenário, considera-se que a desvalorização do Real poderia criar pressões inflacionárias no Brasil, ao pressionar os preços de equipamentos e serviços atrelados à moeda estrangeira, e causar o aumento das taxas de juros, o que, por sua vez, afetaria negativamente o crescimento da economia brasileira e prejudicaria tanto a situação financeira da Companhia quanto os seus resultados operacionais e investimentos, além de restringir o acesso aos mercados financeiros internacionais. Além disso, a desvalorização do Real poderia, como no contexto da atual desaceleração da atividade econômica, levar à redução do consumo, a pressões deflacionárias e a um menor crescimento da economia. As condições políticas podem causar um impacto adverso na economia brasileira e nos nossos negócios As condições políticas atuais no Brasil podem afetar a confiança dos investidores e ao público em geral assim como o desenvolvimento da economia. Incertezas relacionadas com a política de administração presidencial futura e indicações para posições importantes, assim como as investigações em curso sobre suposta corrupção em companhias estatais podem afetar a confiança dos investidores e do público em geral. Também pode ter um efeito adverso na economia brasileira, nos nossos negócios, condição financeira e resultado das operações. Esforços do governo para combater a inflação podem impedir o crescimento da economia brasileira e poderiam afetar os nossos negócios O Brasil conviveu no passado com taxas de inflação extremamente elevadas e, por este motivo, adotou políticas monetárias que resultaram em uma das maiores taxas de juros reais do mundo. Entre 2006 e 31 de março de 2015, a taxa SELIC meta no Brasil variou entre 7,25% a.a. e 17,25% a.a. atingindo sua maior baixa (7,25%) ao final de Em 30 de junho de 2015, a taxa SELIC - meta era de 13,75%. A inflação e as medidas adotadas pelo governo brasileiro para combatê-la, principalmente por meio do Banco Central do Brasil, tiveram e poderão ter efeitos significativos na economia brasileira e em nosso negócio no futuro. Políticas de restrição monetária com altas taxas de juros podem restringir o crescimento do Brasil e a disponibilidade de crédito. Inversamente, políticas governamentais e do Banco Central do Brasil mais brandas e a diminuição das taxas de juros podem desencadear o aumento da inflação, e consequentemente, a maior volatilidade do crescimento e necessidade de aumentos imprevistos e substanciais na taxa de juros, o que poderá afetar negativamente nosso negócio. Adicionalmente, se o Brasil vivenciar novamente aumento de índices de inflação, poderemos não conseguir corrigir as tarifas que cobramos de nossos consumidores para compensar os efeitos da inflação sobre nossa estrutura de custos. Risco de liquidez PÁGINA: 68 de 374

75 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado A liquidez da Companhia pode ser afetada pelo fato da matriz energética brasileira ser predominantemente hídrica. Um período prolongado de escassez de chuva reduziria o volume de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas, ocasionando, além de um risco de racionamento de energia, um aumento no custo de aquisição de energia no mercado de curto prazo e na elevação nos valores de encargos de sistema elétrico em decorrência do aumento do despacho das usinas termoelétricas, gerando maior necessidade de caixa para as distribuidoras e consequentemente de aumentos tarifários futuros para a recomposição do equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão. Adicionalmente, a energia vendida pelas geradoras dependem das condições hidrológicas. A receita da venda é vinculada à energia assegurada, cujo volume é determinado pelo órgão regulador e que consta do contrato de concessão. Adicionalmente, a energia vendida pelas geradoras dependem das condições hidrológicas. A receita da venda é vinculada à energia assegurada, cujo volume é determinado pelo órgão regulador e que consta do contrato de concessão. A ocorrência de um período prolongado de escassez de chuva, pode resultar na redução do volume de água dos reservatórios das usinas, podendo acarretar um aumento de custos na aquisição de energia ou redução de receitas com a implementação de programas de conservação de energia elétrica. O impacto do GSF (Generation Scaling Factor ou Fator de Geração em Escala) na geração de energia hídrica fez com que aumentasse o custo de aquisição de energia no mercado de curto prazo para as geradoras da Companhia, sendo que no primeiro semestre de 2015 este impacto foi de R$ 318,2 milhões. Risco de gestão de capital Os riscos expostos anteriormente nesse item podem afetar a Companhia no cumprimento de seus objetivos de administrar seu capital. PÁGINA: 69 de 374

76 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado 5.2. Descrever a política de gerenciamento de riscos de mercado adotada pela Companhia, seus objetivos, estratégias e instrumentos (Em milhares de reais, exceto quando indicado) Os principais riscos aos quais os nossos negócios e operações estão sujeitos são periodicamente mapeados, identificados e mensurados com o apoio de metodologias e ferramentas desenvolvidas para cada tipo de risco. A partir desse diagnóstico, implementamos ações específicas para a sua mitigação ou eliminação, via mecanismos de defesa ou planos de contingência. Adotamos um modelo descentralizado de gestão, em que a prática de Gestão de Risco Corporativo faz a supervisão dos riscos corporativos, sendo que os riscos de negócio são monitorados pelos respectivos gestores. A partir de 2010, quando todos os riscos corporativos foram revisitados e atualizados trazendo uma visão consolidada e comparativa de cada risco (mapa de risco), adotou-se a prática de anualmente realizar as análises/revisões nos riscos corporativos. Em 2014, foi desenvolvida e aplicada uma nova metodologia de mensuração dos riscos denominada EBITDA em risco (na qual são simulados cenários de valores de EBITDA a partir da variação de fatores de risco inerentes ao grupo EDP e em seguida comparados ao valor esperado de EBITDA), de forma a manter o compromisso com a identificação e mitigação dos riscos inerentes ao negócio. a) Riscos para os quais se busca proteção Gerenciamento de riscos do setor elétrico Energético: O cenário de oferta e demanda de energia nas diferentes regiões do País é avaliado pelas nossas Diretorias de Planejamento Energético e Gestão do Risco Energético, que consideram um horizonte de cinco anos, além de analisar as variáveis macro e microeconômicas e as especificidades de cada mercado de atuação. Quando os riscos ultrapassam os limites definidos pela nossa política, preparamos um relatório de impactos e ações mitigadoras para avaliação da diretoria. Esse processo é realizado com o apoio de softwares e modelos estatísticos desenvolvidos internamente. O modelo inclui a identificação, parametrização, avaliação e controle do risco, com o objetivo de antecipar potenciais impactos sobre as áreas de distribuição, geração e comercialização, de forma a prepará-las para assegurar o fornecimento de energia, ampliar a receita e minimizar eventuais prejuízos. Regulatório: Com atividades de distribuição e geração reguladas e fiscalizadas pela ANEEL, os principais riscos regulatórios são representados pelas revisões tarifárias e investimentos determinados pelo órgão regulador. Mantemos uma área de Estratégia Regulatória que centraliza o relacionamento com a ANEEL e acompanha o cumprimento das obrigações estabelecidas nos contratos de concessão e legislação pertinente. A área de Estratégia Regulatória informa mensalmente nas Reuniões de Diretoria das empresas do Grupo EDP no Brasil, o Relatório de Acompanhamento de Riscos Regulatórios. Hidrológicos: Formados, em sua maioria, por hidrelétricas, os ativos de geração tem sua operação influenciada por condições de clima e regime de chuvas. Além disso, a receita da venda é vinculada à garantia física, cujo volume, é determinado pelo Ministério de Minas e Energia (MME). A mitigação desse risco se dá pelo Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), que minimiza e compartilha entre os geradores participantes o risco da venda de energia a longo prazo, associado à otimização eletro-energética do Sistema Interligado Nacional SIN, no que concerne ao despacho centralizado das unidades de geração de energia elétrica. PÁGINA: 70 de 374

77 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado Gerenciamento de riscos da Companhia Operacionais: Implementamos grupo de segurança que reúne-se periodicamente e tem o objetivo de gerir de forma integrada os assuntos relacionados à nossa segurança global. Deste Comitê participam diversas áreas da organização como Tecnologia da Informação, Infraestrutura, Jurídico, Gestão de Capital Humano, Auditoria Interna e Comunicação, além das áreas de negócio Geração, Distribuição e Comercialização de Energia. Suas responsabilidades incluem, dentre outras: (i) transmitir a visão estratégica de segurança; (ii) avaliar a abrangência dos requisitos de segurança; (iii) garantir a conscientização das pessoas; e (iv) analisar incidentes. Nas distribuidoras, os Centros de Operação de Sistema (COS) podem ser operados remotamente a partir de qualquer unidade, de forma a minimizar riscos operacionais. Tanto a EDP Bandeirante, quanto a EDP Escelsa têm implementado um Plano de Atendimento às Emergências (PAE) com medidas de prevenção e combate a incêndio, mitigação de impactos à segurança de pessoas e à integridade de máquinas e equipamentos, assim como prevenção ambiental. No âmbito de Segurança de Barragens, no qual está inserido o PAE, as empresas Energest, Pantanal, Costa Rica, Santa Fé, Enerpeixe, bem como a Investco, encontram-se atendidas. Em relação ao PSB - Plano de Segurança de Barragens, desde 2014 está em andamento um projeto de P&D - Pesquisa e Desenvolvimento que contempla a realização do escopo Lei nº12.334/2010, que estabelece a Política Nacional de Segurança de Barragens, com cronograma de finalização do projeto até Financeiros: As decisões sobre ativos e passivos financeiros são orientadas por uma Política de Gestão de Riscos Financeiros, que estabelece condições e limites de exposição a riscos de mercado, liquidez e crédito. A política determina níveis de concentração de aplicações em instituições financeiras de acordo com o rating e patrimônio do banco e o montante total das aplicações do Grupo EDP no Brasil, de forma a manter uma proporção equilibrada e menos sujeita a perdas. Nossa política de gestão de riscos financeiros nos proíbe de negociar contratos de derivativos além de valores relacionados a proteção de dívida (hedge) em moeda estrangeira, para travar o risco de variações cambiais. Em 30 de junho de 2015, haviam compromissos em moeda estrangeira no montante de R$ (13,3% da dívida). Essa política também prevê prazos para vencimento e liquidação de compromissos, evitando, assim, a concentração de compromissos em um mesmo período. Semanalmente, é apresentado à Diretoria um relatório sobre posição das dívidas, do caixa e das aplicações financeiras, discriminando as operações de acordo com a política de riscos e as contrapartes. No gerenciamento desses riscos, utilizamos ferramentas como o Accenture Risk Control, para cadastro e monitoramento de todas as posições, e VaR (Value at Risk) para quantificar a exposição ao risco. Mercado: Esse risco engloba inadimplência dos clientes, Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), perdas não técnicas e variação nos preços de energia. Sua mitigação inclui ações de combate a perdas, regularização de ligações clandestinas e a atuação das distribuidoras em regiões com atividades econômicas e características próprias. Ambientais: Abrangem o risco de não cumprimento das condicionantes do licenciamento ambiental e de exposição a desastres naturais. Todos os empreendimentos e atividades de geração e distribuição são executados de acordo com a Política de Sustentabilidade do conglomerado EDP e a Política Integrada de Meio Ambiente, Saúde e Segurança, que dispõem sobre o compromisso de preservação do meio ambiente. b) Estratégia de proteção patrimonial (hedge) Uma vez identificados os riscos a serem mitigados, buscamos junto ao mercado o instrumento que melhor atenderá à demanda, e assim efetua-se a contratação do hedge. Dado que nossas receitas são todas em Real, possuímos uma política de gestão de riscos financeiros para contratação de derivativos com propósito de hedge para minimizar qualquer PÁGINA: 71 de 374

78 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado exposição à oscilação de taxa de câmbio Em 30 de junho de 2015 a Companhia possuía exposição em moeda estrangeira no valor de R$ , que está protegida por instrumento derivativo, que mitiga o risco de variação cambial. O impacto direto em nossos negócios advindos de oscilações na paridade do Real com outra moeda é imaterial. Quanto à decisão do instrumento, consideramos: (i) a nossa situação de liquidez; (ii) nossa condição de crédito junto ao mercado financeiro; e (iii) o cenário de mercado. A cotação do hedge, independentemente do instrumento, ocorre levando-se sempre em conta os seguintes aspectos: (i) análise de crédito da contraparte; (ii) covenants existentes nos contratos financeiros celebrados por nós e por nossas controladas; e (iii) spread da instituição financeira. c) Instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge) Utilizamos os seguintes instrumentos: Swaps, Dólar Futuro, NDFs (Non DeliverableFowards), Calls, Puts, Collars e apólices de seguros. As operações de hedge são desenvolvidas somente para reduzir riscos resultantes de descasamentos de moedas, juros ou de quaisquer outras fontes de exposição financeira. A estratégia de hedge da Companhia não tem caráter especulativo. A estratégia de hedge e sua execução devem obedecer ao estrito objetivo de mitigar as exposições aos riscos identificados. Na hipótese dos eventos que nortearam a sua contratação deixarem de ser aplicáveis, esta deverá ser desfeita tempestivamente com as aprovações requeridas. d) Parâmetros utilizados para o gerenciamento destes riscos Estabelecimento da moeda funcional da Companhia (Real BRL); Estabelecimento do horizonte de tempo a ser monitorado. Este é um ponto de extrema importância, pois há uma relação de risco versus disponibilidade de instrumentos de proteção. Caso haja dívidas de longo prazo (superior a dois anos) pode haver dificuldades na estruturação de operações de hedge com custos aceitáveis. Por outro lado, a limitação do prazo de avaliação pode representar a assunção de riscos significativos para os fluxos de caixa mais longos. Atualmente, nossas análises consideram o horizonte completo do endividamento; Estabelecimento de procedimentos para marcação a mercado; Estabelecimento de procedimentos e parâmetros para cálculo de risco (VaR, TH=10 dias úteis, IC=95%); Estabelecimento de limites de VaR. Atualmente, nossas análises consideram um limite máximo de 8,5%, com alerta em 5,0%; Estabelecimento de cenários de estresse; Estabelecimento da periodicidade de avaliação de risco (semanal); e Avaliação anual de ativos para cobertura de seguros. e) Instrumentos financeiros operados pela Companhia com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge) e quais são os objetivos A Companhia opera instrumentos financeiros para proteção de sua dívida em moeda estrangeira junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID). Junto ao Banco Citibank estão firmados contratos de swap e NDF, e junto aos Bancos HBSC e Goldman Sachs estão firmados contratos de NDF. PÁGINA: 72 de 374

79 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado f) Estrutura organizacional de controle de gerenciamento de riscos A Companhia adota Política de Gestão de Riscos desde Dadas as melhores práticas de mercado, (tais como COSO ERM Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commision e ISO ), mantém-se esta política atualizada (pelo menos com frequência anual desde 2011). A gestão integrada de riscos atua como facilitadora no processo de gestão integrada de riscos, auxiliando na identificação, classificação, avaliação e gerenciamento dos riscos e tem como objetivo assegurar que os diversos riscos inerentes a cada uma das áreas da empresa sejam geridos por seus responsáveis e reportados periodicamente à Diretoria da empresa, que toma as providências que julga cabível. Deve prover, de forma integrada, o monitoramento da gestão de riscos desenvolvida nas áreas corporativas e unidades de negócio, garantindo aderência dos processos e controles internos às normas nacionais e internacionais, e agregando valor aos negócios por meio da consolidação de políticas e estratégias alinhadas com o planejamento de nossos negócios. No início de 2015, a prática de Gestão de Risco Corporativo foi unificada a área de Compliance e Risco, passando a responder a Presidência do grupo EDP, que também compõe a Diretoria da empresa. Também possuímos e seguimos a Política de Gestão de Riscos Financeiros, que orienta em relação a transações e requer a diversificação de transações e contrapartidas. Nos termos dessa política, a natureza e a posição geral dos riscos financeiros é regularmente monitorada e gerenciada pela área Financeira, a fim de avaliar os resultados e o impacto financeiro no fluxo de caixa. Também são revistos, periodicamente, os limites de crédito e a qualidade do hedge das contrapartes. Nos termos dessa política, os riscos de mercado são protegidos quando é considerado necessário suportar a estratégia corporativa ou quando se deve manter o nível de flexibilidade financeira. Para mais informações, ver o subitem 5.2. a acima. g) Adequação da estrutura operacional e controles internos para verificação da efetividade da política adotada Nosso sistema de controle interno abrange todos os processos que contribuem para assegurar razoavelmente: a confiabilidade e a integridade da informação produzida, utilizada e divulgada; o cumprimento da legislação e normas legais aplicáveis; o cumprimento das políticas, procedimentos e normas internas; e a eficácia e a eficiência das operações. Para a avaliação e melhoria da eficácia dos processos, a nossa área de Auditoria Interna utiliza uma abordagem sistemática e disciplinada, sempre orientada para os riscos relevantes e materiais. Portanto, esta área tem como um dos seus objetivos apoiar a implementação do sistema de controle interno sobre os processos empresariais, realizando trabalhos para: promover e monitorar a implementação e a manutenção do sistema de controle interno, supervisionando a sua consistência e coerência interna e as atividades de controle realizadas nos diferentes níveis de responsabilidade da organização; assessorar e apoiar os responsáveis do controle interno, nos diferentes níveis da organização, relativamente às metodologias utilizadas; coordenar a realização de testes que suportem a avaliação do sistema de controle interno. acompanhar a implementação de ações de melhoria; e reportar a situação do sistema de controle interno e o resultado dos testes efetuados ao desenho e à eficácia dos controles. PÁGINA: 73 de 374

80 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado Nossa área de Auditoria Interna está subordinada à Presidência do Grupo EDP, sendo supervisionada pelo Comitê de Auditoria do Grupo EDP, ao qual comunica periodicamente o exercício de suas atividades de auditoria interna. Não tem qualquer vínculo hierárquico ou funcional com as unidades auditadas, mantendo, por isso, um relacionamento de total independência organizacional. A estrutura e dimensão da área são adequadas, para alcançar os objetivos propostos e o conhecimento técnico bem como o nível de experiência dos auditores internos é suficiente para o correto e apropriado desempenho das suas funções. Portanto, por meio dos trabalhos da área de Auditoria Interna, nossa diretoria monitora e avalia a adequação das nossas operações com as políticas adotadas. Ressaltamos também que, além dos trabalhos de auditoria interna realizados para o ano de 2014, os serviços de auditoria prestados pelo auditor independente para nós contemplaram o trabalho de asseguração razoável sobre a efetividade do Sistema de Controles Internos do Relato Financeiro Consolidado ( SCIRF ), na data-base de 31 de dezembro de 2014, que representa os controles internos relacionados às demonstrações financeiras da Companhia e suas controladas, que culminaram na emissão de opinião sem ressalvas quanto à efetividade dos nossos controles internos sobre as demonstrações financeiras. PÁGINA: 74 de 374

81 5.3 - Alterações significativas nos principais riscos de mercado 5.3. Informar se, em relação ao último exercício social, houve alterações significativas nos principais riscos de mercado a que a Companhia está exposta ou na política de gerenciamento de riscos adotada No último exercício social não houve alterações significativas nos principais riscos de mercado, bem como na nossa política de monitoramento de riscos. PÁGINA: 75 de 374

82 5.4 - Outras informações relevantes 5.4. Outras informações que a Companhia julga relevantes Todas as informações relevantes relacionadas a esta Seção 5 foram discutidas nos itens anteriores. PÁGINA: 76 de 374

83 6.1 / 6.2 / Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM Data de Constituição do Emissor 24/07/2000 Forma de Constituição do Emissor Constituída sob a forma de sociedade por ações País de Constituição Brasil Prazo de Duração Prazo de Duração Indeterminado Data de Registro CVM 05/07/2005 PÁGINA: 77 de 374

84 6.3 - Breve histórico 6.3. Breve histórico da Companhia (em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma) Somos uma sociedade de participações (holding), controlada pela EDP Energias de Portugal, conglomerado de empresas com portfólio diversificado e integrado que tem como atividades gerar, distribuir e comercializar energia elétrica. Segue abaixo um resumo da trajetória da EDP Energias do Brasil: A Energias de Portugal iniciou os investimentos do Grupo EDP no Brasil, por meio de participação minoritária na Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro CERJ (atualmente denominada Ampla Energia e Serviços S.A) Aquisição de 25% na Usina Hidrelétrica Luís Eduardo Magalhães (UHE Lajeado) Aquisição em conjunto com a CPFL Energia S.A. do controle acionário da Bandeirante Energia S.A. (EDP Bandeirante), então denominada EBE Empresa Bandeirante de Energia S.A., a qual havia sido constituída no âmbito do Programa Estadual de Desestatização - PDE a partir da cisão da Eletropaulo Aquisição de participação no empreendimento da UHE Lajeado, por meio da EDP Lajeado, passando a deter 27,7% do capital votante da Investco S.A. (Investco) e direitos de comercialização de igual proporção da energia gerada pela UHE. - Aquisição de 73,12% do capital total da Iven S.A., sociedade detentora de 52,3% do capital da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. (EDP Escelsa). A EDP Escelsa detinha então o controle acionário da Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. Enersul Foi constituída a EDP Brasil S.A. (EDP Brasil). Os investimentos detidos pela Energias de Portugal foram gradativamente transferidos, passando a EDP Brasil a atuar como holding detentora de todos os ativos do Grupo EDP no Brasil, com exceção da participação na Ampla, que continuou sendo detida diretamente pela Energias de Portugal e foi alienada em Oferta pública para aquisição de ações da EDP Bandeirante realizadas pelo Grupo EDP e CPFL. As ações adquiridas na oferta pública, adicionadas a aquisições posteriores, elevaram a participação do Grupo EDP na Bandeirante para 54,0% do capital total Obtenção de concessões para a construção de duas novas usinas: (a) Peixe Angical, localizada no Rio Tocantins, Estado do Tocantins, com capacidade instalada de 499 MW àquela época; e (b) Couto Magalhães, localizada no Rio Araguaia, na divisa entre os estados de Goiás e Mato Grosso do Sul, com capacidade instalada de 150 MW. - O Grupo EDP e a CPFL concluíram o processo de cisão da EDP Bandeirante, com vistas à segregação do controle. Como consequência desse processo, foi criada uma nova sociedade, a Companhia Piratininga de Força e Luz, a qual passou a ser controlada pela CPFL e a EDP Bandeirante pelo Grupo EDP. A EDP Bandeirante passou a deter somente os ativos de distribuição das áreas do Alto Tietê, Vale do Paraíba e Litoral Norte, no Estado de São Paulo, equivalente a 51,4% da sua área de concessão original. Ao adquirir o controle exclusivo da EDP Bandeirante (com 96,5% do capital total da companhia), o Grupo EDP pôde implementar na distribuidora paulista suas políticas de gestão Após a conclusão de um processo de reestruturação societária, passamos a controlar diretamente as seguintes empresas: Energest S.A., EDP Comercializadora, EDP Bandeirante, EDP Lajeado, Fafen Energia S.A. e Enerpeixe. PÁGINA: 78 de 374

85 6.3 - Breve histórico Assinatura do acordo com Furnas Centrais Elétricas S.A., que, aliado à obtenção de um financiamento de R$670,0 milhões junto ao BNDES, permitiu a retomada das obras de Peixe Angical. Por meio do acordo, Furnas adquiriu 40% da Enerpeixe, detentora do empreendimento. - Aquisição do controle direto a Iven, empresa que controlava a EDP Escelsa e a Enersul Vendas da participação de 80% na Fafen para a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, pelo valor de R$96,0 milhões Alteração da denominação social de EDP Brasil S.A. para EDP Energias do Brasil S.A. - Incorporação da Iven, e sua consequente extinção, sendo incorporada também as ações da EDP Escelsa e da EDP Bandeirante pela EDP Energias do Brasil. Adicionalmente, a EDP Energias do Brasil obteve o registro de companhia aberta na categoria A perante a Comissão de Valores Mobiliários, tendo aderido ao segmento do Novo Mercado da BM&FBOVESPA. - Em 12 de julho de 2005 foi realizada a oferta pública de distribuição primária e secundário de ações ordinárias da EDP Energias do Brasil, no valor total de R$ ,00, com a distribuição de ações ordinárias de emissão da EDP Energias do Brasil, no valor de R$ 18,00 por ação Criação de uma nova unidade de negócios dedicada a investimentos em energias renováveis. Em maio de 2008, em conjunto com a EDP Renováveis, nos tornamos acionistas indiretos da sociedade EDP Renováveis Brasil S.A. (EDPRB), dedicada exclusivamente à energia eólica. A EDPBR, ainda em fevereiro de 2009, adquiriu 100% da CENAEEL - Central Nacional de Energia Eólica S.A. - Foi celebrado um acordo para a permuta de ativos com Grupo Rede. Por meio desse acordo, recebemos as participações do Grupo Rede na Rede Lajeado Energia S.A. (antiga denominação da Lajeado Energia S.A.), na Tocantins Energia S.A. (Tocantins) e na Investco, e transferimos para o Grupo Rede a totalidade da participação da Enersul, que era, até então, de propriedade da EDP Energias do Brasil. - Operação de permuta de ativos com a MPX Energia S.A. (atual Eneva S.A.), etapa preparatória para formalização da joint venture entre nós e a Eneva. Por meio dessa operação, transferimos para a Eneva a totalidade de nossa participação na empresa Diferencial Energia Empreendimentos e Participações Ltda., detentora do projeto UTE Maranhão, e recebemos em troca 50% das ações da Porto do Pecém Geração de Energia S.A Foi aprovada a cisão parcial da nossa controlada indireta Castelo Energética S.A.(CESA), tendo uma das concessões dessa sociedade sido transferida para a nossa controlada indireta Evrecy Participações Ltda. Tanto a CESA quanto a Evrecy eram controladas diretamente pela nossa controlada Energest. - Conclusão da aquisição da Elebrás Projetos Ltda., empresa que detém diversos projetos eólicos no Rio Grande do Sul, inclusive o parque eólico de Cidreira I em Tramandaí. - Foi realizada uma oferta pública de distribuição secundária de ações mantidas em tesouraria, que foram alienadas por meio de uma oferta realizada no Brasil, em mercado de balcão não organizado, incluindo esforços de colocação das ações no exterior. O preço por ação foi de R$28,50, totalizando uma capitalização de R$ Reorganização societária envolvendo a Lajeado Energia e a EDP Lajeado, bem como a Tocantins, que resultou na extinção da Tocantins e da EDP Lajeado, restando apenas a Lajeado Energia. PÁGINA: 79 de 374

86 6.3 - Breve histórico Início dos procedimentos para a extinção da CESA, mediante incorporação por sua controladora direta Energest. - Celebração do contrato para a aquisição de 2 projetos no estado do Mato Grosso, pertencentes ao Grupo Bertin, totalizando 49,5 MW de capacidade instalada e 27,5 MW médios de energia assegurada. O projeto da PCH Cabeça de Boi tem 30 MW de capacidade instalada e o da PCH Fazenda, 19,5 MW. Ambos os projetos detêm autorização da ANEEL para exploração, licenças de instalação já emitidas pela Secretaria Ambiental do Estado do Mato Grosso e prazos de concessão até 5 de agosto de O fechamento definitivo da aquisição dos projetos depende do cumprimento de algumas condições precedentes, as quais ainda se encontram em aberto Término da incorporação da CESA pela Energest, sendo a CESA extinta e a Energest assumindo a responsabilidade ativa e passiva, passando a ser sucessora legal, para todos os efeitos. - Celebração do contrato para aquisição da ECE Participações S.A. (ECE), detentora de 90% do Consórcio Amapá Energia, a qual possui os direitos de exploração da Usina Hidrelétrica de Energia Santo Antônio do Jari (UHE Jari), na divisa dos Estados do Pará e Amapá. A participação remanescente de 10% do Consórcio Amapá Energia era detida pela Jari Energética S.A. (JESA) a qual também vendeu sua participação para a controlada Companhia Energética do Jari - CEJA (atual denominação de Ipueiras Energia S.A.). A UHE Santo Antônio do Jari possui 373,4 MW de capacidade instalada e 217,7 MW médios de energia assegurada. O início da construção se deu no 3º trimestre de 2011 e a entrada em operação em setembro de Realização de oferta pública de distribuição secundária de ações ordinárias de emissão da EDP - Energias do Brasil de propriedade da EDP Portugal, em que a EDP Portugal reduziu a sua participação acionária na EDP - Energias do Brasil, passando a deter ações, correspondente a 51% do capital social da Companhia. Essa redução ocorreu em função da alienação, pela EDP Portugal, de ações, com preço de venda por ação de R$ 37,00, totalizando uma capitalização de R$ , no âmbito da oferta. Do total de ações, após a oferta, encontra-se em circulação , o que representa 48,8% do capital social. - A EDPRB adquiriu os ativos atinentes aos parques eólicos de Baixa do Feijão (projetados para quatro projetos de 30 MW cada, totalizando 120 MW) e de Aventura (projetado para 26 MW), no estado do Rio Grande do Norte, anteriormente pertencentes à empresa Norvento Brasil. Dos projetos adquiridos, o complexo de Baixa do Feijão participou do leilão A-5 de energia nova de dezembro de 2011, tendo vendido 57,2 MW médios a uma tarifa de R$ 97 por MWh Aprovação da proposta de desdobramento das ações ordinárias representativas do capital social da Companhia, de forma que cada ação ordinária passou a ser representada por 3 ações de mesma espécie e com os mesmos direitos políticos e econômicos da ação desdobrada. A posição acionária considerada para o mencionado desdobramento de ações teve como base a data de 10 de abril de Assim, os acionistas inscritos naquela data nos registros da Companhia tiveram direito ao recebimento das ações oriundas do desdobramento e como decorrência do desdobramento, o capital social da Companhia passou a ser dividido em ações ordinárias, todas nominativas, escriturais e sem valor nominal, sem que houvesse alteração do valor do capital social Comunicação de parceria com a CWE Investment Corporation e CWEI (Brasil) Participações, subsidiárias controladas integralmente pela China Three Gorges, para investimentos, em conjunto, no mercado de energia brasileiro. No âmbito da parceria, foi assinado Contratos de Compra e Venda e Acordos de Acionistas referentes às UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão. A Companhia venderá 50% de participação nos empreendimentos e a conclusão das operações está sujeita à aprovação pela ANEEL, BNDES, órgãos reguladores Chineses e outras providências de natureza societária e contratuais necessárias à efetivação da alienação. PÁGINA: 80 de 374

87 6.3 - Breve histórico - Comunicação de que o Consórcio Terra Nova, constituído pela Companhia com 66,7% e Furnas Centrais Elétricas S.A. com 33,3%, sagrou-se vencedor no leilão A-5, realizado em 13 de dezembro de 2013, relacionado à concessão da UHE São Manoel. O empreendimento possui capacidade instalada de 700 MW e energia vendida no Ambiente de Contratação Regulado de 409,5 MW médios. No mesmo leilão, foi comunicado que a EDPBR vendeu 45 MW médios por meio de quatro empreendimentos de geração eólica com capacidade instalada de 116 MW. PÁGINA: 81 de 374

88 6.3 - Breve histórico Conclusão da alienação de 50% de participação nas UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão para a CWEI (Brasil) Participações, bem como a assinatura dos respectivos acordos de acionistas dos Empreendimentos, em vista da verificação das condições precedentes ao fechamento das Operações. O valor total das Operações, pago pela CWEI à Companhia, foi de R$420,6 milhões, sendo R$420,2 milhões relativo à venda de 50% da participação detida pela Companhia na UHE Santo Antônio do Jari e R$ 0,4 milhão relativo à venda de 50% da participação detida pela Companhia na UHE Cachoeira Caldeirão. - Em 07 de fevereiro de 2014 a Companhia comunicou ao mercado que, no contexto da parceria entre a Companhia e a CWEI (Brasil) Participações (CWEI Brasil), assinou o Contrato de Compra e Venda para alienar 33,333% dos direitos de construção da hidrelétrica São Manoel para a CWEI Brasil. Após a aprovação da ANEEL, e órgãos regulatórios chineses, em 11 de novembro de 2014 a Companhia comunicou ao mercado que foi concluída a transação relativa à alienação da sua participação, bem como assinado o respectivo acordo de acionistas da São Manoel, tendo em vista a verificação das condições precedentes ao fechamento da transação. Assim, a CWEI Brasil junta-se à EDP Energias do Brasil e à Furnas Centrais Elétricas S.A. (Furnas) como acionistas da São Manoel, resultando em uma participação final detida pela EDP Energias do Brasil de 33,334%, por Furnas de 33,333% e pela CWEI Brasil de 33,333% no capital social da São Manoel. - Conforme anunciado ao mercado em 27 de novembro de 2014, a Companhia assinou um Memorando de Entendimento com a EDP Renováveis S.A. (EDPR) com os principais termos e condições indicativos para a aquisição pela EDPR dos 45,00% do capital total e votante da EDP Renováveis Brasil detidos pela Companhia. Em 29 de dezembro de 2014 a Companhia comunicou ao mercado que a EDP Renováveis Brasil assinou um acordo com a CWEI Brasil para vender a participação acionária de 49% nos parques eólicos em operação e em desenvolvimento no Brasil. Atualmente, a EDP Renováveis Brasil opera 84 MW de energia eólica e possui parques em desenvolvimento Baixa do Feijão (120 MW) e Aroeira, Jericó, Umbuzeiros e Aventura (116 MW) com contratos (PPAs) de longo prazo concedidos em leilões de 2011 e 2013, respectivamente. A conclusão de ambas as transações está sujeita à aprovação prévia por parte das autoridades regulatórias, além de outras medidas de natureza societária e contratual necessárias para a conclusão da transação, que está prevista para ocorrer até o final do segundo semestre de Assinatura de Acordo de Compra de Ações com a Eneva S.A., com o objetivo de adquirir 50,0% do capital total e votante de Porto do Pecém Geração de Energia S.A. (Porto do Pecém) detido pela Eneva. O preço de compra a ser pago pela Companhia será de R$300 milhões, e deverá ser pago na conclusão da mesma. Adicionalmente, a conclusão da Transação está sujeita à aprovação prévia pelo BNDES, Banco Interamericano de Desenvolvimento BID e outras medidas de natureza societária e contratual necessárias para a eficácia da transferência do capital acima mencionado. PÁGINA: 82 de 374

89 6.3 - Breve histórico Em 27 de abril de 2015 a Companhia assinou um acordo de compra e venda de ações com a EDP Renováveis S.A (EDPR) para vender os 45% da sua participação do capital total e votante da EDP Renováveis Brasil. O valor a ser recebido pela transação é de até R$190 milhões, sendo R$176 milhões até a sua conclusão e até R$14 milhões em pagamentos de earn-out. Adicionalmente, em 30 de junho de 2015 a Companhia recebeu da EDPR R$ 88 milhões, correspondente a 50% do valor da transação, a título de adiantamento. O saldo remanescente será recebido na conclusão da transação prevista para ocorrer no segundo semestre de Em 15 de maio de 2015 a Companhia, por meio de divulgação de Fato Relevante, informou os acionistas e ao mercado em geral que concluiu a aquisição dos 50,0% do capital total e votante de Porto do Pecém Geração de Energia S.A. detido pela Eneva, uma vez tendo sido atendidas todas as condições precedentes da referida transação. A EDP Brasil realizou o pagamento no valor de R$300 milhões na referida transação. Com a conclusão da transação, a Companhia passa a deter 100% do capital total e votante de Porto do Pecém I, acrescentando 360 MW de capacidade instalada ao grupo, que passa a deter MW de capacidade instalada total reforçando seu posicionamento estratégico como um operador hidrotérmico. - Em 29 de junho de 2015 a Companhia assinou, através de sua subsidiária EDP Grid um Acordo de Compra e Venda de Ações com a APS Soluções em Energia S.A., com objetivo de adquirir 100% de suas ações. O preço de aquisição é de R$ 27,2 milhões que serão pagos ao longo de cinco anos, podendo haver pagamentos adicionais (earnouts) em função do cumprimento de metas de performance definidas no Acordo de Compra e Venda. A conclusão da transação está prevista para ocorrer até o final do ano e está sujeita à obtenção de anuência dos credores da APS e à aprovação pelo Conselho Administrativo e Defesa Econômica (CADE), além de outras medidas de natureza societária e contratual necessárias para a eficácia da transferência do capital social acima mencionado. A transação está alinhada com a estratégia da EDP Brasil de investir em serviços de energia de valor agregado através da EDP Grid e reafirma o compromisso da Companhia de investir em negócios sustentáveis. Nos últimos anos, a Companhia foi impactada por algumas medidas políticas adotadas, especialmente no que se refere ao seu setor de atuação. Podemos citar, por exemplo, a Medida Provisória nº 579/2012, publicada em 11 de setembro de 2012, na qual o governo federal apresentou medidas para reduzir a conta de energia elétrica, resultando na Lei nº de 11 de janeiro de Essa lei estabelece que as concessionárias de geração e transmissão licitadas antes de fevereiro de 1995 e que tiverem seus contratos vencendo entre 2013 e 2017, poderão prorrogar antecipadamente as suas concessões. Além dessa, destaca-se o Sistema de Bandeira Tarifária que é a sinalização mensal do custo de geração da energia elétrica que será cobrada do consumidor, de acordo com a definição das bandeiras verde, amarela ou vermelha. Essa sinalização dá ao consumidor a oportunidade de adaptar seu consumo conforme indicação de repasse do custo de geração. Essa regra foi instituída pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), na resolução nº. 547, de maio de 2013, e desde então, sua metodologia foi testada durante o exercício de 2014, sendo implementadas a partir de Para outras indicações de possíveis impactos setoriais e/ou macroeconômicos na Companhia e suas controladas e coligadas, vide item 4.1.g e 4.1.h. Para informações detalhadas acerca das nossas controladas e coligadas e suas respectivas áreas de atuação, favor consultar os itens 7.1, 7.5 e 9.1.c deste Formulário de Referência. PÁGINA: 83 de 374

90 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas 6.5. Principais eventos societários (evento; principais condições do negócio, sociedades envolvidas, efeitos resultantes da operação no quadro acionário e quadro societário antes e depois da operação) Desdobramento das ações ordinárias Principais condições do negócio Em 10 de abril de 2012, foi aprovada, em Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária( AGOE ) a proposta de desdobramento das ações ordinárias representativas do capital social da Companhia, de forma que cada ação ordinária passou a ser representada por 3 ações de mesma espécie e com os mesmos direitos políticos e econômicos da ação desdobrada. A posição acionária considerada para o mencionado desdobramento de ações de emissão da Companhia teve como base a data de 10 de abril de Assim, os acionistas inscritos naquela data nos registros da Companhia adquiriram o direito ao recebimento das ações oriundas do desdobramento Sociedades envolvidas: EDP Energias do Brasil S.A. Efeitos resultantes da operação: Os acionistas inscritos em 10 de abril de 2012 nos registros da Companhia adquiriram direito ao recebimento das ações oriundas do desdobramento, ou seja, suas posições acionárias foram multiplicadas por três (recebimento de duas ações para cada ação detida na data-base). EDP Energias do Brasil S.A. - Antes: ACIONISTA AÇÕES ON % ENERGIAS DE PORTUGAL INVESTMENTS AND SERVICES, SOCIEDAD LIMITADA , BALWERK - CONSULT. ECONÔMICA E PARTICIP., SOC.UNIPESSOAL L.DA , EDP - ENERGIAS DE PORTUGAL, S.A , ADMINISTRADORES 57 0, AÇÕES EM TESOURARIA , OUTROS ("Ações em Circulação") , Total Geral % EDP Energias do Brasil S.A. - Depois: ACIONISTA AÇÕES ON % ENERGIAS DE PORTUGAL INVESTMENTS AND SERVICES, SOCIEDAD LIMITADA , BALWERK - CONSULT. ECONÔMICA E PARTICIP., SOC.UNIPESSOAL L.DA , EDP - ENERGIAS DE PORTUGAL, S.A , ADMINISTRADORES 171 0, AÇÕES EM TESOURARIA , OUTROS ("Ações em Circulação") , Total Geral % Obs. O Capital social da Companhia é composto unicamente por ações Ordinárias. Alienação de participação societária na controlada Evrecy Participações Ltda. Principais condições do negócio Em 28 de maio de 2012, a EDP celebrou instrumento particular de alienação da totalidade das quotas da Evrecy Participações Ltda. ( Evrecy ) de sua titularidade, representativas de 100% do capital social da Evrecy, à CTEEP Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista PÁGINA: 84 de 374

91 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas ( Operação ), pelo valor total de R$ 58 milhões, a serem pagos em moeda corrente nacional. A Evrecy é uma empresa prestadora de serviços de transmissão de energia cuja origem se deu a partir da cisão de ativos de geração e transmissão da EDP Escelsa em 2005, sendo detentora de 154 km de linhas de transmissão entre os estados do Espírito Santo e Minas Gerais e de uma subestação. As aprovações prévias foram emitidas pelo Conselho de Administração de Defesa Econômica CADE e pela Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, respectivamente, em 10 de julho de 2012 e em 11 de dezembro de 2012, tendo a efetivação da Operação de venda das quotas da Evrecy de titularidade da Companhia à CTEEP, sido concluída por operação societária ocorrida em 21 de dezembro de Por esta operação a EDP recebeu o montante de R$63,1 milhões, contabilizando um efeito positivo de R$ 31,5 milhões no EBITDA em Sociedades envolvidas: EDP Energias do Brasil, Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista CTEEP, e Evrecy Participações Ltda. Efeitos resultantes da operação: Alienamos a nossa participação na Evrecy. Evrecy Participações Ltda. - Antes: QUOTISTAS QUOTAS % EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A ,00 ANTÓNIO MANUEL BARRETO PITA DE ABREU 1 0,00 TOTAL ,00 Evrecy Participações Ltda. -Depois: QUOTISTAS QUOTAS % Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista CTEEP ,00 TOTAL ,00 Transferência da totalidade da participação direta detida pela EDP - Energias de Portugal, S.A. ( EDP PT ) na EDP Energias do Brasil S.A. ( EDP BR ) para a Energias de Portugal Investments and Services, Sociedad Ltda. ( EDP I&S ) Principais condições do negócio Em 09 de agosto de 2012, a empresa EDP PT, detentora diretamente de ações, representativas de 11,23% do capital da EDP BR, e indiretamente de ações, representativas de 39,77% do capital da EDP BR, por meio de suas empresas controladas EDP I&S e Balwerk - Consultoria Econômica e Participações, Sociedade Unipessoal, Ltda. ("Balwerk"), com respectivas participações no capital social da Companhia de ações (24,08%), e ações (15,70%), realizou transferência da totalidade de sua participação direta na EDP BR para a EDP I&S. A referida transferência foi formalmente realizada mediante a realização de aumento de capital pela EDP PT na sociedade EDP I&S, com ações de emissão da EDP BR. Sociedades envolvidas: Energias de Portugal Investments and Services, Sociedad Ltda., EDP - Energias de Portugal, S.A. e EDP Energias do Brasil S.A. Efeitos resultantes da operação: As participações acionárias na EDP BR antes detidas diretamente pela EDP PT passam a ser detidas indiretamente pela EDP PT por meio de sua controlada EDP I&S, a qual será titular de ações, representativas de 35,30% do Capital Social da EDP BR. Quadro societário antes e depois da operação: Referida alteração de participação societária não visa, nem resulta, em qualquer alteração do controle acionário da EDP BR, uma vez que a PÁGINA: 85 de 374

92 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas EDP PT mantém-se como controladora da EDP BR, mantendo participação total indireta de 51,0% do seu capital social votante e total. EDP Energias do Brasil S.A. - Antes: ACIONISTA AÇÕES ON % ENERGIAS DE PORTUGAL INVESTMENTS AND SERVICES, SOCIEDAD LIMITADA ,07616 BALWERK - CONSULT. ECONÔMICA E PARTICIP., SOC.UNIPESSOAL L.DA ,69779 EDP - ENERGIAS DE PORTUGAL, S.A ,22605 ADMINISTRADORES 171 0, AÇÕES EM TESOURARIA , OUTROS ("Ações em Circulação") ,82351 Total Geral % EDP Energias do Brasil S.A. - Depois: ACIONISTA AÇÕES ON % ENERGIAS DE PORTUGAL INVESTMENTS AND SERVICES, SOCIEDAD LIMITADA ,30221 BALWERK - CONSULT. ECONÔMICA E PARTICIP., SOC.UNIPESSOAL L.DA ,69779 ADMINISTRADORES 48 0,00001 AÇÕES EM TESOURARIA , OUTROS ("Ações em Circulação") ,82353 Total Geral % Concessão da Central Hídrica de Cachoeira Caldeirão Principais condições do negócio Em 14 de dezembro de 2012, a EDP BR obteve a concessão da Central Hídrica de Cachoeira Caldeirão que será construída no Estado do Amapá, no rio Araguari. A usina, com capacidade instalada de 219 MW, vendeu 129,7 MW médios no ACR, com preço de venda fixado em R$95,31 MWh, com início em janeiro de Em 15 de fevereiro de 2013, a Companhia foi habilitada para o leilão e em 8 de março o resultado foi homologado e adjudicado. A concessão foi recebida pela Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A., subsidiária da EDP - Energias do Brasil S.A., cujos documentos foram aprovados em 5 de abril de Ocorreram também o início do processo de adesão à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e o aporte das Garantias de Fiel Cumprimento, no valor de R$42 milhões. O contrato de concessão foi assinado em maio de 2013 e as assinaturas dos Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEAR foram concluídas no 4º trimestre de O investimento total estimado é de R$1,1 bilhão com alavancagem estimada em até 60%. Sociedades envolvidas: EDP Energias do Brasil e Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. Efeitos resultantes da operação: Obtenção dos direitos de exploração da Central Hídrica de Cachoeira Caldeirão, empreendimento localizado Estado do Amapá, no rio Araguari, através da Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A., sociedade adquirida para a implantação do referido empreendimento. Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. Antes ACIONISTA AÇÕES ON % Cleber Faria Fernandes Sueli de Fatima Ferretti PÁGINA: 86 de 374

93 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. Depois ACIONISTA AÇÕES ON % EDP ENERGIA DO BRASIL S.A TOTAL GERAL Assunção das Operações da MABE Principais condições do negócio Em 8 de julho de 2012, a Companhia e a sua parceira, a MPX Energia S.A. MPX (atual Eneva S.A.), celebraram contrato de compra e venda com o objetivo de adquirir pelo valor simbólico de R$ 1,00, a totalidade das ações da MABE Brasil Ltda. (MABE), em iguais proporções, empresa que pertencia ao consórcio formado pela Maire Tecnimont Group (Tecnimont) e pelo Grupo Efacec (Efacec). A aquisição se encontrava sujeita a um conjunto de condições precedentes, dentre as quais se destacava a aprovação do CADE - Conselho Administrativo de Defesa Econômica, após as quais, a Companhia e a MPX puderam assumir em conjunto a gestão das obras das Usinas Termelétricas Energia Pecém, Itaqui e Pecém II, evitando interrupções nos trabalhos em curso e garantir a conclusão das usinas. A Companhia e a MPX acordaram que Pecém II e Itaqui, empreendimentos controlados integralmente pela MPX, serão administrados exclusivamente pela MPX, obrigando-se esta última a manter a Companhia indene de quaisquer ônus, perdas, contingências, despesas, desembolsos ou custos, assim como se responsabilizando por perdas e danos diretamente relacionados a esses empreendimentos. A operação estruturada resultou no compromisso de aporte financeiro na MABE do montante de R$ , por parte da Tecnimont e da Efacec. Adicionalmente, a Tecnimont e a Efacec continuam a garantir o desempenho das usinas, por meio de aporte de garantias bancárias relativas à performance técnica das unidades (não envolvem indenização por atraso) no montante de R$ Cabe ainda ressaltar que a Tecnimont e a Efacec aportaram garantias bancárias adicionais no valor total de R$ para cobrir eventuais contingências. Além dos montantes mencionados acima, a Tecnimont e a Efacec renunciaram aos montantes atualmente retidos pelas usinas a título de garantia de execução, no valor total de R$ , sendo R$ referentes à Pecém. Em 27 de março de 2013, a Companhia concluiu a aquisição da MABE. A MPX, controladora e administradora integral de Pecém II e Itaqui, mantém a EDP indene de quaisquer ônus, perdas, contingências, despesas, desembolsos ou custos relacionados a esses empreendimentos. Sociedades envolvidas: EDP Energias do Brasil S.A.; MPX Energia S.A. (atual Eneva S.A.); Tecnimont do Brasil Construção e Administração de Projetos LTDA.; e Efacec do Brasil LTDA. Efeitos resultantes da operação: A EDP Energias do Brasil S.A., em conjunto com a MPX Energia S.A. passaram a deter participação idêntica, sendo as únicas sócias da Mabe Construção e Administração de Projetos Ltda. Mabe Construção e Administração de Projetos Ltda. Antes ACIONISTA ON % TECNIMONT DO BRASIL CONSTRUÇÃO E ADMINSITRAÇÃO DE PROJETOS LTDA. EFACEC DO BRASIL LTDA Total Geral Mabe Construção e Administração de Projetos Ltda. Depois ACIONISTA ON % PÁGINA: 87 de 374

94 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A MPX ENERGIA S.A. (atual Eneva S.A.) Total Geral Distrato ao acordo de acionista da Terra Verde e entrega de Projeto Básico Principais condições do negócio A Companhia e a Investimento Verde Participações S.A. ( Investimento Verde ) celebraram, em 22 de dezembro de 2011, um Termo de Transação e Outras Avenças, pelo qual foi acordada a transferência para a Companhia da totalidade das ações detidas pela Investimento Verde na sociedade Terra Verde Bioenergia Participações S.A. Em 27 de março de 2013, a Companhia e a Investimento Verde Participações Ltda. ("Investimento Verde") resolveram celebrar o Distrato ao acordo de Acionista celebrado entre as partes em 17 de junho de 2008, gerando uma perda para a Companhia de R$8.417 registrada no patrimônio líquido contra Lucros Acumulados. Na mesma data, a Companhia entregou a Investimento Verde o Projeto Básico de Engenharia da UTE Terra Verde, e em decorrência deste ato a Investimento Verde declarou e garantiu que a Companhia passa a não possuir qualquer responsabilidade por qualquer eventual inconsistência, imprecisão, insuficiência, ou inveracidade do Projeto Básico, mesmo aquelas originadas por atos, fatos ou omissões ocorridas antes desta data, renunciando, dessa forma, irrevogável e irretratável, a qualquer ação e/ou direito que porventura teria em face da Companhia ou da controlada Terra Verde. Sociedades envolvidas: EDP Energias do Brasil e Investimento Verde Participações. Efeitos resultantes da operação: A EDP - Energias do Brasil adquiriu as ações detidas pela Investimento Verde e pelos Srs. Alexandre Lopes Kireeff e Marcelo Paes Barreto de Souza Terra Verde Bioenergia Participações S.A. Antes ACIONISTA ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A INVESTIMENTO VERDE PARTICIPAÇÕES LTDA. 6 6 ALEXANDRE LOPES KIREEFF 1 1 MARCELO PAES BARRETODE SOUZA 1 1 ALVARO JORGE GUERREIRO DE SOUZA 1 1 MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS 1 1 CARLOS EMANUEL BATISTA DE ANDRADE 1 1 LUIZ OTAVIO ASSIS HENRIQUES 1 1 MICHEL NUNES ITKES 1 1 MIGUEL DIAS AMARO 1 1 Total Geral % Terra Verde Bioenergia Participações S.A. Depois ACIONISTA ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A ALVARO JORGE GUERREIRO DE SOUZA 1 1 MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS 1 1 CARLOS EMANUEL BATISTA DE ANDRADE 1 1 LUIZ OTAVIO ASSIS HENRIQUES 1 1 MICHEL NUNES ITKES 1 1 MIGUEL DIAS AMARO 1 1 Total Geral % PÁGINA: 88 de 374

95 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Em 31 de dezembro de 2013, a acionista EDP realizou uma Assembleia Geral Extraordinária aprovando a dissolução e a liquidação da Terra Verde ficando a referida acionista responsável pela guarda dos livros e pelo pagamento das despesas decorrentes da extinção da Terra Verde. A referida Assembleia Geral Extraordinária de 31 de dezembro de 2013 foi devidamente arquivada perante a Junta Comercial do Estado de São Paulo Jucesp em Sessão de 03 de dezembro de 2014, sendo publicada nos Jornais Brasil Econômico e Diário Oficial do Estado de São Paulo, ambos nas edições de 23 de dezembro de Venda de Participação Acionária nas empresas CEJA e Cachoeira Caldeirão Principais condições do negócio A Companhia, conforme Fato Relevante publicado em 06 de dezembro de 2013, informou ao mercado que estabeleceu uma parceria com a CWE Investment Corporation (CWEI) e CWEI (Brasil) Participações Ltda. (CWEI Brasil), subsidiárias controladas integralmente pela China Three Gorges (CTG), e que no âmbito da parceria, foram assinados Contratos de Compra e Venda e Acordos de Acionistas referentes às Centrais Hídricas Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão, onde a Companhia vendeu 50% de participação nos Empreendimentos, sendo que a conclusão das operações estava sujeita à aprovação pela ANEEL, BNDES, órgãos reguladores Chineses e outras providências de natureza societária e contratuais necessárias à efetivação da alienação. Em 27 de junho de 2014, foi concluída a alienação de 50% de participação nas UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão para a CWEI (Brasil) Participações, bem como a assinatura dos respectivos acordos de acionistas dos Empreendimentos, em vista da verificação das condições precedentes ao fechamento das Operações. O valor total das Operações, pago pela CWEI à Companhia, foi de R$420,6 milhões, sendo R$420,2 milhões relativo à venda de 50% da participação detida pela Companhia na UHE Santo Antônio do Jari e R$ 0,4 milhão relativo à venda de 50% da participação detida pela Companhia na UHE Cachoeira Caldeirão. Sociedades envolvidas: EDP - Energias do Brasil S.A e CWEI (Brasil) Participações Ltda. Efeitos resultantes da operação: A Companhia deixa de ter 100% de participação acionária nas empresas Companhia Energética do Jari - CEJA e Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. e passa a ter apenas 50% de participação, passando a Companhia do status de Controladora para Controladora em conjunto. Companhia Energética do Jari - CEJA - Antes ACIONISTA AÇÕES ON % ANA MARIA MACHADO FERNANDES 1 0, MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS 1 0, LUIZ OTAVIO ASSIS HENRIQUES 1 0, EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A , TOTAL GERAL % Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. - Antes ACIONISTA AÇÕES ON % EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A TOTAL GERAL % Companhia Energética do Jari - CEJA - Depois ACIONISTA AÇÕES ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A CWEI (BRASIL) PARTICIPAÇÕES LTDA PÁGINA: 89 de 374

96 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas TOTAL GERAL % Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. - Depois ACIONISTA AÇÕES ON % EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A CWEI (BRASIL) PARTICIPAÇÕES LTDA TOTAL GERAL % Concessão da Central Hídrica de São Manoel Principais condições do negócio Em 13 de dezembro de 2013, a EDP - Energias do Brasil sagrou-se vencedora no leilão A-5 realizado pela ANEEL com o Consórcio Terra Nova, constituído pela Companhia com 66,7% e Furnas Centrais Elétricas S.A com 33,3%, relacionado à concessão da Central Hídrica de São Manoel que será construída na divisa dos Estados do Mato Grosso e do Pará, no rio Teles Pires com capacidade instalada de 700 MW. O financiamento do projeto considera dívida de longo prazo com alavancagem estimada até 66,6% em um investimento de R$ 2,7 bilhões, sem considerar inflação e juros capitalizados. Principais características do projeto: Capacidade instalada: 700 MW Energia Vendida no ACR: 409,5 MW médios Preço de venda no ACR (100%): R$ 83,49/MWh (data base: dez/2013) reajustado anualmente pelo IPCA Início do Contrato de Comercialização de Energia (CCEAR): maio/2018 Prazo do Contrato de Comercialização de Energia (CCEAR): 30 anos Investimento total estimado (sem considerar inflação e juros capitalizados): R$ 2,7 bilhões sendo 10% em 2014, 30% em 2015, 32% em 2016, 19% em 2017 e 09% em Sociedades envolvidas: EDP Energias do Brasil, Furnas Centrais Elétricas S.A e Empresa de Energia São Manoel S.A. Efeitos resultantes da operação: A Empresa de Energia São Manoel S.A., apresenta-se como uma investida da EDP - Energias do Brasil S.A. Empresa de Energia São Manoel S.A. Antes ACIONISTA AÇÕES ON % Luiz Antonio da Silva Graça José Carlos de Oliveira TOTAL GERAL % Empresa de Energia São Manoel S.A. - Depois ACIONISTA AÇÕES ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A TOTAL GERAL % Venda de participação acionária na Empresa de Energia São Manoel S.A. Principais condições do negócio A Companhia comunicou ao mercado em 07 de fevereiro de 2014 que, no contexto da parceria entre a Companhia, a CWE Investment Corporation (CWEI) e a CWEI (Brasil) Participações (CWEI Brasil), companhias controladas integralmente pela China Three Gorges (CTG), assinou o PÁGINA: 90 de 374

97 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Contrato de Compra e Venda para alienar 33,333% dos direitos de construção da hidrelétrica São Manoel para a CWEI Brasil. A CWEI Brasil reembolsará os custos incorridos pela Companhia e assumirá futuros compromissos de capital até o final da construção, riscos e benefícios do projeto na proporção da participação adquirida. Após a aprovação da ANEEL, e órgãos regulatórios chineses, em 11 de novembro de 2014 a Companhia comunicou ao mercado que foi concluída a transação relativa à alienação da sua participação, bem como assinado o respectivo acordo de acionistas da São Manoel, tendo em vista a verificação das condições precedentes ao fechamento da transação. Assim, a CWEI Brasil junta-se à EDP Energias do Brasil e à Furnas Centrais Elétricas S.A. (Furnas) como acionistas da São Manoel, resultando em uma participação final detida pela EDP de 33,334%, por Furnas de 33,333% e pela CWEI Brasil de 33,333% no capital social da São Manoel. Sociedades envolvidas: EDP Energias do Brasil, Furnas Centrais Elétricas S.A, Empresa de Energia São Manoel S.A. e CWEI (Brasil) Participações Ltda. Efeitos resultantes da operação: A Companhia deixa de deter 66,7% de participação acionária na Empresa de Energia São Manoel S.A. e passa a deter 33,334%. Empresa de Energia São Manoel S.A. Antes ACIONISTA AÇÕES ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A TOTAL GERAL % Empresa de Energia São Manoel S.A. - Depois ACIONISTA AÇÕES ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A ,334 CWEI (BRASIL) PARTICIPAÇÕES LTDA ,333 FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A ,333 TOTAL GERAL % Assinatura de Acordo de Compra de Ações com a Eneva S.A. Principais condições do negócio A Companhia, conforme Fato Relevante publicado em 09 de dezembro de 2014, assinou Acordo de Compra de Ações com a Eneva S.A., com o objetivo de adquirir 50,0% do capital total e votante de Porto do Pecém Geração de Energia S.A. detido pela Eneva, incluindo mútuos e Créditos de Carvão e Energia. O preço de compra a ser pago pela Companhia à Eneva, em relação à transação, foi de R$ e foi pago na conclusão da mesma. Adicionalmente, a conclusão da transação estava sujeita à aprovação prévia pelo BNDES, Banco Interamericano de Desenvolvimento BID e outras medidas de natureza societária e contratual necessárias para a eficácia da transferência do capital acima mencionado. Em 15 de maio de 2015, a Companhia, por meio de divulgação de Fato Relevante, informou os acionistas e ao mercado em geral que concluiu a aquisição dos 50,0% do capital total e votante de Porto do Pecém Geração de Energia S.A. detido pela Eneva, uma vez tendo sido atendidas todas as condições precedentes da referida transação. A EDP Brasil realizou o pagamento no valor de R$300 milhões na referida transação. Com a conclusão da transação, a Companhia passa a deter 100% do capital total e votante de Porto do Pecém I, acrescentando 360 MW de capacidade instalada ao grupo, que passa a deter MW de capacidade instalada total reforçando seu posicionamento estratégico como um operador hidrotérmico. PÁGINA: 91 de 374

98 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Sociedades envolvidas: EDP Energias do Brasil S.A., Eneva S.A. e Porto do Pecém Geração de Energia S.A. Efeitos resultantes da operação: Após a conclusão da transação, a Companhia deixará de deter 50% de participação acionária na Porto do Pecém Geração de Energia S.A. e passará a deter 100% de participação acionária, passando a Companhia do status de Controladora em conjunto para Controladora. Porto do Pecém Geração de Energia S.A. Antes ACIONISTA AÇÕES ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A Eneva S.A TOTAL GERAL % Porto do Pecém Geração de Energia S.A. Aumento de Capital Social na mesma data da transação - Subscrito somente por Eneva S.A ACIONISTA AÇÕES ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A ,27 Eneva S.A ,73 TOTAL GERAL % Porto do Pecém Geração de Energia S.A. Depois Mesma data do Aumento de Capital Social da operação - Subscrito somente por Eneva S.A ACIONISTA AÇÕES ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A , Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas 01 0, TOTAL GERAL % Venda de participação acionária EDP Renováveis Brasil Principais condições do negócio Conforme anunciado ao mercado em 27 de novembro de 2014, a Companhia assinou um Memorando de Entendimento com a EDP Renováveis S.A. (EDPR) com os principais termos e condições indicativos para a aquisição pela EDPR dos 45,00% do capital total e votante da EDP Renováveis Brasil detidos pela Companhia. Em 29 de dezembro de 2014 a Companhia comunicou ao mercado que a EDP Renováveis Brasil assinou um acordo com a CWEI Brasil para vender a participação acionária de 49% nos parques eólicos em operação e em desenvolvimento no Brasil. Atualmente, a EDP Renováveis Brasil opera 84 MW de energia eólica e possui parques em desenvolvimento Baixa do Feijão (120 MW) e Aroeira, Jericó, Umbuzeiros e Aventura (116 MW) com contratos (PPAs) de longo prazo concedidos em leilões de 2011 e 2013, respectivamente. Em 27 de abril de 2015 a Companhia assinou o acordo de compra e venda de ações com a EDP Renováveis S.A (EDPR). O valor a ser recebido pela transação é de até R$190 milhões, sendo R$176 milhões até a sua conclusão e até R$14 milhões em pagamentos face ao cumprimento de condições complementares nos termos da transação. Adicionalmente, em 30 de junho de 2015 a Companhia recebeu da EDPR R$88 milhões, correspondente a 50% do valor da transação, a título de adiantamento. O saldo remanescente será recebido na conclusão da transação prevista para ocorrer no segundo semestre de A conclusão da transação está sujeita à aprovação prévia do Conselho Administrativo e Defesa Econômica - CADE, além de outras medidas de natureza societária e contratual necessárias para PÁGINA: 92 de 374

99 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas a eficácia da transferência do capital social acima mencionado, previsto para ocorrer até o final do ano de Sociedades envolvidas: EDP Energias do Brasil S.A., EDP Renováveis S.A. EDP Renováveis Brasil S.A. e CWEI Brasil. Efeitos resultantes da operação: Após a conclusão da transação, a Companhia não mais terá participação acionária na EDP Renováveis Brasil S.A. EDP Renováveis Brasil S.A. Antes ACIONISTA AÇÕES ON % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A ,05 EDP Renováveis S.A ,09 Rui Manuel Rodrigues Lopes Teixeira 1 0, Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas 1 0, TOTAL GERAL % EDP Renováveis Brasil S.A. Depois (Somente quando ocorrer o fechamento da operação) ACIONISTA AÇÕES ON % EDP Renováveis S.A , Rui Manuel Rodrigues Lopes Teixeira 1 0, Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas 1 0, TOTAL GERAL % Assinatura de Acordo de Compra de Ações com a APS Soluções em Energia S.A. Principais condições do negócio A Companhia, conforme Comunicado ao Mercado publicado em 29 de junho de 2015, informou que assinou, por meio de sua subsidiária EDP Grid Gestão de Redes Inteligentes de Distribuição S.A. ( EDP Grid ), um Acordo de Compra e Venda de Ações com a APS Soluções em Energia S.A. ( APS ), com objetivo de adquirir 100% das ações da APS. A transação está alinhada com a estratégia da EDP Brasil de investir em serviços de energia de valor agregado através da EDP Grid e reafirma o compromisso da Companhia de investir em negócios sustentáveis. O preço de aquisição é de R$ 27,2 milhões que serão pagos ao longo de cinco anos, podendo haver pagamentos adicionais em função do cumprimento de metas de performance definidas no Acordo de Compra e Venda. A conclusão da transação está prevista para ocorrer até o final do ano e está sujeita à obtenção de anuência dos credores da APS e à aprovação pelo Conselho Administrativo e Defesa Econômica (CADE), além de outras medidas de natureza societária e contratual necessárias para a eficácia da transferência do capital social acima mencionado. Sociedades envolvidas: EDP Energias do Brasil S.A., EDP GRID Gestão de Redes Inteligentes de Distribuição S.A. e APS Soluções em Energia S.A. Efeitos resultantes da operação: Após a conclusão da transação, a Companhia passará a deter por meio da EDP GRID 100% de participação acionária na APS Soluções em Energia S.A. PÁGINA: 93 de 374

100 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas APS Soluções em Energia S.A. Antes Acionista Quantidade de ações ordinárias Quantidade de ações preferenciais classe a Quantidade de ações preferenciais classe b % frente ao capital social total Fundo de Participação e Consolidação ,88% FIPAC Aldemir Spohr ,20% Iara Von Borowski Spohr ,83% Otto Zschoerper Paulo ,20% Alfredo Alexandre Behrens Pablo de Andrade Roos Fabio Gaspar de Jesus Marcio Monteiro de Mello ,20% ,40% ,20% ,20% Diogo Stradioto Angelo ,70% Nivaldo Souza da Silva ,20% TOTAL % APS Soluções em Energia S.A. Depois (Somente quando ocorrer o fechamento da operação) Acionista Quantidade de ações ordinárias Quantidade de ações preferenciais classe a Quantidade de ações preferenciais classe b % frente ao capital social total EDP Grid Gestão de Redes Inteligentes de Distribuição S.A. TOTAL % Assinatura de Acordo de Venda das Quotas de emissão da Pantanal Energética Ltda. Principais condições do negócio PÁGINA: 94 de 374

101 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas A Companhia, conforme Comunicado ao Mercado publicado em 15 de julho de 2015, informou que assinou, um contrato de compra e venda de quotas com a Cachoeira Escura Energética S.A. ( Transação ) para vender 51,1 MW de capacidade instalada referente a 100% do capital votante da Pantanal Energética Ltda. ( Pantanal ). A Pantanal possui duas Centrais Hidrelétricas, UHE Assis Chateubriand (Mimoso) e a PCH Paraiso I, com capacidade instalada de 29,5 MW e 21,6MW, respectivamente. Ambas estão localizadas no estado do Mato Grosso do Sul. O valor da Transação é de R$ 390 milhões, sendo sua conclusão sujeita à aprovação prévia do Conselho Administrativo de Defesa Econômica ( CADE ) e da Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ), além de outras medidas de natureza societária e contratual necessárias, prevista para ocorrer até o primeiro trimestre de Sociedades envolvidas: EDP Energias do Brasil S.A., Pantanal Energética Ltda. e Cachoeira Escura Energética S.A. Efeitos resultantes da operação: Após a conclusão da transação, a Pantanal passará a ser detida 100% por Cachoeira Escura Energética S.A. Pantanal Energética Ltda. Antes ACIONISTA Quotas % Energest S.A , Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas 1 0, TOTAL GERAL % Pantanal Energética Ltda. Depois (Somente quando ocorrer o fechamento da operação) ACIONISTA Quotas % Cachoeira Escura Energética S.A TOTAL GERAL % PÁGINA: 95 de 374

102 6.6 - Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial 6.6. Indicar se houve pedido de falência, desde que fundado em valor relevante, ou de recuperação judicial ou extrajudicial da Companhia, e o estado atual de tais pedidos Não houve pedido de falência ou de recuperação judicial ou extrajudicial da Companhia. PÁGINA: 96 de 374

103 6.7 - Outras informações relevantes 6.7. Outras informações que a Companhia julga relevantes Adicionalmente às informações prestadas acima, a Companhia entende não haver informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 6 do Formulário de Referência. PÁGINA: 97 de 374

104 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas 7.1. Descrição sumária das atividades desenvolvidas pela Companhia e suas controladas Somos uma holding de um grupo de empresas com portfólio diversificado que tem como atividades gerar, distribuir, transmitir e comercializar energia elétrica no mercado brasileiro. De acordo com o artigo 4º do nosso estatuto social, temos por objeto: (a) participar em outras sociedades, como sócia, acionista ou quotista, bem como em negócios e empreendimentos do setor energético, no Brasil e/ou no exterior; (b) gerir ativos de distribuição, geração, transmissão e comercialização de energia, em suas diversas formas e modalidades; (c) estudar, planejar, desenvolver e implantar projetos de distribuição, geração, transmissão e comercialização de energia, em suas diversas formas e modalidades; e (d) prestar serviços em negócios do setor energético no Brasil e/ou no exterior. Detemos investimentos em empresas que atuam no setor de energia elétrica e acreditamos ter demonstrado capacidade de desenvolvimento de projetos e operação e manutenção de ativos, de forma consolidada e sustentável, reforçada pela experiência do nosso acionista controlador no desenvolvimento de atividades nestes segmentos de negócio tanto no Brasil quanto no exterior. Nossa atuação consubstancia-se no investimento em geração, distribuição e comercialização de energia elétrica, numa estratégia de abordagem integrada e de gestão de risco. O Grupo EDP iniciou seus investimentos no Brasil no segmento de distribuição de energia elétrica, onde continua a realizar investimentos para atender à demanda de consumo dos seus clientes, ao crescimento da base de clientes, e garantir a respectiva qualidade do serviço prestado. Como forma de atendimento aos diferentes tipos de clientes de energia elétrica, cativos e livres, criamos a área de comercialização de energia. Procurando cobrir as necessidades de compra de energia para atender aos clientes da distribuição e comercialização de energia elétrica, e às necessidades decorrentes do crescimento da demanda de energia elétrica no Brasil, efetuamos investimentos em ativos de geração, onde há perspectiva de continuidade de novos investimentos, em diversas tecnologias de geração, no sentido de atenuar os riscos de dependência de uma só tecnologia. Atualmente, possuímos operações com base em tecnologia hídrica, eólica e térmica, e investimentos em curso em tecnologia eólica e hídrica, previstas para entrada em operação a partir de 2015 até GERAÇÃO No segmento de geração de energia, a Companhia possui os seguintes investimentos: Enerpeixe S.A. (Enerpeixe) A Companhia participa com 60% do capital na Usina Hidrelétrica Peixe Angical (UHE Peixe Angical), localizada no Rio Tocantins, construída em parceria com Furnas Centrais Elétricas S.A.. A capacidade instalada da usina de 452 MW foi regularizada para 498,75 MW, com a publicação da Portaria MME nº 11, de 19/05/2011, que contempla também o acréscimo de 9,5 MW médios na Garantia Física. A UHE Peixe Angical iniciou suas atividades em 27 de junho de 2006, com a operação comercial da Unidade Geradora nº 1. Em 29 de julho e 16 de setembro de 2006, iniciaram-se as operações comerciais das Unidades Geradoras nº 2 e 3, respectivamente. A concessão para exploração da UHE Peixe Angical, válida pelo período de 35 anos, foi outorgada pela União, em 28 de junho de 2001, à Enerpeixe, empresa vencedora do processo licitatório. Atualmente, a Enerpeixe possui como acionistas a Companhia, detentora de 60% das ações, e Furnas Centrais Elétricas S.A., sociedade de economia mista detentora de 40% das ações. A energia elétrica produzida é comercializada pela Enerpeixe, na condição de Produtor Independente, nos termos do contrato de concessão. PÁGINA: 98 de 374

105 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Energest S.A. (Energest) A Energest, controlada 100% pela EDP Energias do Brasil, detém direta e indiretamente os ativos de geração de energia elétrica que pertencem à própria Energest (em 31/07/2011 a Energest incorporou a Castelo Energética S.A. CESA), à Santa Fé Energia S.A. (controlada 100% da Energest), a Costa Rica Energia Ltda. (51% da Energest e 49% da Silea Participações Ltda.) e Pantanal Energética Ltda. (controlada 100% da Energest), detendo 12 usinas em operação com potência total de 395,6 MW. As usinas estão localizadas nos Estados do Espírito Santo (328,5 MW de capacidade instalada) e Mato Grosso do Sul (67,1 MW de capacidade instalada). Entre 2010 e 2013, três das quatro unidades geradoras da UHE Mascarenhas foram repotenciadas, acrescentando 17,5 MW de capacidade instalada. Em 01/09/2013, as CGHs São João I (0,7 MW), São João II (0,6 MW) e Coxim (0,4 MW) foram alienadas. Lajeado Energia S.A. (EDP Lajeado) e Investco S.A. (Investco) Tem como atividade a exploração da UHE Luís Eduardo Magalhães ( UHE Lajeado ), localizada no Rio Tocantins, nos municípios de Lajeado e Miracema do Tocantins, Estado do Tocantins. A UHE Lajeado iniciou suas operações comerciais em dezembro de 2001, com a entrada em operação da primeira turbina. Em 2002, a usina atingiu sua condição de operação plena, com cinco turbinas, cada uma com capacidade de geração de 180,5 MW, totalizando a capacidade instalada de 902,5 MW. A concessão para a exploração da UHE Lajeado, válida pelo prazo de 35 anos, foi outorgada pela União Federal, em 16 de dezembro de 1997, ao consórcio vencedor do processo licitatório. Após a reorganização societária superveniente à permuta de ativos com o Grupo Rede, ocorrida em 11 de setembro de 2008, conforme indicado no item 6.3 deste Formulário de Referência, a Companhia passou a deter 47,23% do capital total da Rede Lajeado Energia S.A., tendo como outros acionistas a Tocantins Energia S.A. e a Centrais Elétricas Brasileiras S.A., com participações de 12,70% e 40,07%, respectivamente, e ainda em 30 de novembro de 2009, a Lajeado Energia (antigamente denominada como Rede Lajeado Energia S.A.) incorporou a EDP Lajeado Energia S.A. o que resultou na extinção da Tocantins e da EDP Lajeado, restando apenas a Lajeado Energia como acionista da Investco passando a participação da Companhia no capital social total da Lajeado Energia em 55,86%, e participação da Companhia no capital social total da Investco em 40,78%, conforme indicado no item 8.1 deste Formulário de Referência. Por sua vez, a Companhia passou a deter 73% do capital votante (controle) da Investco, por meio da participação da Lajeado Energia, sendo que a Investco tem como outros acionistas com capital votante, a CEB Lajeado S.A. e a Paulista Lajeado Energia S.A., com participações de 20% e de 7%, respectivamente. A divisão do montante de energia elétrica comercializada se dá em proporção à participação no capital votante da Investco, observado o Contrato de Concessão. A Investco é responsável pela contratação e aquisição de todos os serviços e equipamentos relacionados à construção e operação da UHE Lajeado, bem como pela contratação dos financiamentos necessários para tanto. A Lajeado comercializa a energia proveniente da UHE Lajeado. A Invetsco é titular exclusiva dos ativos que compõem a UHE Lajeado, mas não é titular exclusiva do Contrato de Concessão. A concessão da UHE Lajeado é compartilhada entre CEB Lajeado S.A. (CEB Lajeado) titular de 19,80% da concessão, Lajeado Energia titular de 72,27% da concessão, Paulista Lajeado Energia S.A. (Paulista Lajeado) titular de 6,93% da concessão e a Investco titular de 1% da concessão. Pelo arrendamento dos ativos, cada acionista da Investco paga, a partir da data do início da operação comercial da primeira unidade geradora da UHE Lajeado, a título de aluguel, valor mensal pré-determinado e sujeito a descontos calculados mensalmente em função das obrigações da Investco previstas nos contratos de financiamento abaixo descritos e em suas despesas operacionais. PÁGINA: 99 de 374

106 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas As obrigações dos acionistas da Investco previstas nos Contratos de Arrendamento são garantidas pelo penhor de: (i) seus direitos emergentes da parcela da Concessão de que são titulares; e (ii) seus direitos creditórios decorrentes da comercialização da energia da UHE Lajeado, exceto quanto à parcela de energia correspondente a 30% dos valores dos recebíveis representados pelos faturamentos mensais provenientes da comercialização da energia produzida pela UHE Lajeado e à parcela correspondente a 50% dos valores dos recebíveis da comercialização dos excedentes da energia produzida pela UHE Lajeado, que estão caucionados às Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobrás) nos termos do Acordo Eletrobrás. Porto do Pecém Geração de Energia S.A. (Porto do Pecém) A Companhia participa com 100% do capital na Usina Termelétrica Porto do Pecém I (UTE Pecém I), localizada no estado do Ceará, que foi construída em parceria com a ENEVA S.A. (anteriormente denominada MPX Pecém Geração de Energia S.A.). Em 15 de maio de 2015 foi finalizado o processo de aquisição pela Companhia de 50% do capital da UTE Pecém I detido pela ENEVA S.A. A capacidade instalada da usina de 700 MW foi regularizada para 720,274 MW, com a publicação da Resolução Autorizativa ANEEL nº 1.972, de 23 de junho de Em 24 de março de 2015, por meio da Portaria n 119, o MME publicou o acréscimo de 14,3 MWm de garantia física de energia da UTE Pecém I, totalizando 645,3 MWm para a potência instalada de 720,274 MW. A UTE Pecém I, que utiliza como combustível carvão mineral importado, comercializou 615 MW médios no leilão A-5 de outubro de Os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEARs, inicialmente contratados para início de suprimento em 1 de janeiro de 2012, foram postergados para 23 de julho de 2012 (Resolução Autorizativa ANNEL nº 3.404, de 27 de março de 2012), juntamente com a alteração da data de entrada em operação comercial das duas unidades geradoras. No entanto, o empreendimento não teve condições de disponibilizar as duas turbinas para operação comercial, tendo que cumprir com seus compromissos de recomposição de lastro estabelecidos nos CCEARs, por meio de aquisição de contratos de energia de terceiros. Os Despachos ANEEL nº 3.811, de 30 de novembro de 2012, e nº 1.453, de 9 de maio de 2013, liberaram as unidades geradoras UG1 e UG2, respectivamente, a entrarem em operação comercial. ECE Participações S.A. (ECE Participações) e Companhia Energética do Jari CEJA (CEJA) Em 13 de outubro de 2011, a Companhia concluiu a aquisição da ECE Participações, detentora de 90% dos direitos de exploração da UHE Santo Antônio do Jari, nos termos do Fato Relevante de 15 de junho de A aquisição se deu por meio de sua controlada CEJA (atual denominação de Ipueiras Energia S.A.). Em 23 de dezembro de 2011, por meio de sua controlada indireta ECE Participações, a Companhia adquiriu os 10% remanescentes dos direitos de exploração da UHE Santo Antônio do Jari, tornando-se a única proprietária do projeto em construção. Posteriormente, a ANEEL anuiu à transferência integral destes direitos ao celebrar, em janeiro de 2012, o aditivo ao contrato de concessão. A capacidade instalada do empreendimento é de 373,4MW e a energia assegurada é de 217,7MWm. As obras foram iniciadas em agosto de 2011 e a primeira unidade geradora entrou em operação em setembro de Conforme descrito no item 6.5 deste Formulário de Referência, em 27 de junho de 2014, foi concluída a alienação de 50% de participação na UHE Santo Antônio do Jari para a CWEI (Brasil) Participações, bem como a assinatura do respectivo acordo de acionistas do empreendimento, em vista da verificação das condições precedentes ao fechamento da operação. PÁGINA: 100 de 374

107 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Central Nacional de Energia Eólica S.A. (Cenaeel) Foi adquirida em 16 de fevereiro de 2009 e possui dois parques eólicos em operação em Santa Catarina (Água Doce com 9,0 MW e Horizonte com 4,8 MW), totalizando 13,8 MW de capacidade instalada. Elebrás Projetos S.A. (Elebrás) A Elebrás começou em 15 de março de 2010 a construção do Parque Eólico Cidreira I, no município de Tramandaí, estado do Rio Grande do Sul. A usina geradora de energia eólica entrou em operação em maio de 2011 e atualmente possui 31 aerogeradores com capacidade instalada para geração de 70MW. Ampliação da Capacidade de Geração Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. (Cachoeira Caldeirão) Em 14 de dezembro de 2012 a Companhia, no leilão A-5 realizado pela ANEEL, obteve a concessão da UHE Cachoeira Caldeirão que está em construção no Estado do Amapá, no rio Araguari. O projeto conta com Capacidade Instalada de 219 MW e energia vendida no Ambiente de Contratação Regulada - ACR de 129,7 MW médios, com preço de R$95,31/MWh (data base: Dez/2012) atualizado pelo IPCA, com início da entrega da energia em Janeiro de 2017, pelo prazo de 30 anos. Em 15 de fevereiro de 2013 a Companhia foi habilitada para o leilão e em 8 de março de 2013 o resultado foi homologado e adjudicado. A concessão foi recebida na Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A., subsidiária da EDP - Energias do Brasil S.A., cujos documentos já foram aprovados pela ANEEL em 5 de abril de A assinatura do Contrato de Concessão ocorreu em 29 de maio de O investimento total estimado é de R$ 1,1 bilhão e o início das obras ocorreu em junho de Os financiamentos de longo prazo foram contratados com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e em debêntures de infraestrutura, totalizando R$ Conforme descrito no item 6.5 deste Formulário de Referência, em 27 de junho de 2014, foi concluída a alienação de 50% de participação na UHE Cachoeira Caldeirão para a CWEI (Brasil) Participações, bem como a assinatura do respectivo acordo de acionista do empreendimento, em vista da verificação das condições precedentes ao fechamento da operação. Empresa de Energia São Manoel S.A (São Manoel) A conquista da UHE São Manoel no Leilão A-5, ocorrido em 13 de dezembro de 2013, em parceria com Furnas Centrais Elétricas S.A. (33,33%), reforçou a estratégia de crescimento em ativos de geração da Companhia, permitindo agregar mais 700 MW a capacidade instalada do Grupo EDP, sendo agora o foco da Companhia a execução dos projetos em construção dentro do prazo e do orçamento estabelecido. A UHE que será construída no Rio Teles Pires, na divisa dos Estados do Pará e de Mato Grosso, e negociou 409,5 MW médios no ACR, ao preço de R$ 83,49/MWh (data base: Dez/2013) atualizado pelo IPCA, com início da entrega da energia em maio de 2018, pelo prazo de 28 anos. Em 27 de fevereiro de 2014 a Companhia foi habilitada para o leilão e em 11 de março de 2014 o resultado foi homologado e adjudicado. A concessão foi recebida na Empresa de Energia São Manoel S.A., detida pela Companhia e por Furnas Centrais Elétricas S.A. na mesma participação do consórcio. Ocorreram também o início do processo de adesão à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e o aporte das Garantias de Fiel Cumprimento em 28 de fevereiro. A assinatura do Contrato de Concessão ocorreu em 31 de março de PÁGINA: 101 de 374

108 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Conforme descrito no item 6.5 deste Formulário de Referência, em 11 de novembro de 2014, foi concluída a alienação de 33,333% de participação na UHE São Manoel para a CWEI (Brasil) Participações, bem como a assinatura do respectivo acordo de acionista do empreendimento, em vista da verificação das condições precedentes ao fechamento da operação. Assim, a CWEI Brasil Participações junta-se à EDP Energias do Brasil e à Furnas Centrais Elétricas S.A. como acionistas da São Manoel, resultando em uma participação final detida pela EDP Energias do Brasil de 33,334%, por Furnas de 33,333% e pela CWEI Brasil Participações de 33,333% no capital social da São Manoel. Parques Eólicos de Baixa do Feijão A EDP Renováveis Brasil S.A. vendeu 57,2 MW médios de energia nova no Leilão A-5, realizado em 20 de dezembro de 2011, por meio de quatro projetos de geração eólica: Baixa do Feijão I, II, III e IV, localizados no estado do Rio Grande do Norte, região nordeste do Brasil. Em conjunto, os projetos somam capacidade instalada de 120 MW e possuem fator de capacidade médio de 48%. A venda de energia no mercado regulado se deu pelo prazo de 20 anos, com início em janeiro de 2016, ao preço de R$ 97/MWh. Os empreendimentos já possuem terrenos arrendados e pontos de conexão definidos a aproximadamente 13 km dos parques. O investimento total nos projetos situa-se entre R$ 350 milhões e R$ 400 milhões. A estrutura de financiamento dos projetos contempla uma alavancagem estimada de 60%. Conforme Comunicado ao Mercado divulgado pela Companhia em 27 de abril de 2015, a Companhia assinou um acordo de compra e venda de ações com a EDP Renováveis S.A. para vender os 45% da sua participação do capital total e votante da EDP Renováveis Brasil S.A detida pela EDP Brasil. EDP Renováveis Brasil é uma empresa constituída sob as leis do Brasil. Parques Eólicos Aventura I, Jericó, Aroeira e Umbuzeiro A EDP Renováveis Brasil S.A. vendeu 44,8 MW médios de energia nova no Leilão A-5, realizado em 13 de dezembro de 2013, por meio de quatro empreendimentos de geração eólica: Aroeira, Jericó, Umbuzeiros e Aventura I, localizados no estado do Rio Grande do Norte, região nordeste do Brasil. A venda de energia no mercado regulado se deu pelo prazo de 20 anos, com início em 1º de maio de 2018, ao preço médio de R$ 113,34/MWh (ICB = R$ 108,90/MWh). Em conjunto, os projetos somam capacidade instalada de 116 MW e possuem fator de capacidade médio de 40%. Os empreendimentos já possuem terrenos arrendados e pontos de conexão definidos a aproximadamente 20 km dos parques. O investimento total nos projetos situa-se entre R$ 400 milhões e R$ 450 milhões. A estrutura de financiamento dos projetos contempla uma alavancagem estimada de 70%. Conforme Comunicado ao Mercado divulgado pela Companhia em 27 de abril de 2015, a Companhia assinou um acordo de compra e venda de ações com a EDP Renováveis S.A ( EDPR ) para vender os 45% da sua participação do capital total e votante da EDP Renováveis Brasil S.A detida pela EDP Brasil. EDP Renováveis Brasil é uma empresa constituída sob as leis do Brasil. Repotenciações Em 2012, foi concluída a repotenciação da unidade geradora UG1 da UHE Mascarenhas com a adição de 4,5 MW de capacidade instalada e 1,9 MW médios de garantia física. Em 2013 foi concluída a repotenciação da unidade geradora UG2 com acréscimos iguais aos da UG1. DISTRIBUIÇÃO No segmento de distribuição de energia, a Companhia possui os seguintes investimentos: Bandeirante Energia S.A. (EDP Bandeirante) A Companhia detém 100% do capital da EDP Bandeirante, empresa que conta atualmente com uma base de 1,7 milhão de clientes, atendendo a uma população de cerca de 4,5 milhões de habitantes, em 28 municípios localizados nas regiões do Alto Tietê, Vale do Paraíba e Litoral PÁGINA: 102 de 374

109 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Norte do Estado de São Paulo, uma área de 9,6 mil km². Sua área de concessão localiza-se numa região altamente desenvolvida em infraestrutura, escoamento da produção e ambiente empresarial dinâmico, com destaque para os setores de metalurgia, automobilístico, papel e celulose, produtos químicos, borracha e plástico e tecnologia, contando com mais de 12 mil indústrias e mais de 117 mil estabelecimentos comerciais em 31 de dezembro de Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. (EDP Escelsa) A Companhia detém 100% do capital da EDP Escelsa, empresa que distribui energia elétrica no Estado do Espírito Santo. A empresa possui aproximadamente 1,4 milhão de clientes e atende uma população de cerca de 3,3 milhões de habitantes, em 70 municípios distribuídos por todo o Estado do Espírito Santo, numa área de 41,2 mil km 2, que representa aproximadamente 90% da área total do Estado. Sua área de concessão localiza-se numa região com grande potencial de desenvolvimento, com destaque para os setores de petróleo e gás, minério de ferro, produtos químicos e pedras ornamentais, contando com aproximadamente 11 mil indústrias e mais de 119 mil estabelecimentos comerciais em 31 de dezembro de COMERCIALIZAÇÃO No segmento de comercialização de energia, a Companhia possui os seguintes investimentos: EDP - Comercialização e Serviços de Energia Ltda. (EDP Comercializadora) A Companhia detém a totalidade do capital da EDP Comercializadora, empresa que atua no mercado livre de energia, por meio da comercialização de energia de nossas distribuidoras e no atendimento de consumidores livres no Brasil, tanto nas áreas de concessão das nossas distribuidoras, como também em outras áreas de concessão. Desde 2010, buscando oferecer serviços diferenciados e de maior valor aos seus clientes, a EDP Comercializadora atua na prestação de serviços técnicos. São oferecidos projetos e execução de obras de infraestrutura como, por exemplo, a construção de subestações de 88/138 kv, linhas de transmissão, cabines primárias, entre outras. A EDP Comercializadora também oferece estudos e diagnósticos de eficiência energética, com o intuito de implementação de projetos de performance. OUTRAS EMPRESAS INTEGRANTES DO NOSSO PORTFÓLIO Além dos ativos acima mencionados, a Companhia também detém participação relevante nas seguintes empresas: EDP GRID Gestão de Redes Inteligentes de Distribuição S.A. (EDP GRID) A Companhia detém a totalidade do capital social da EDP GRID. Dentre as atividades desenvolvidas pela EDP GRID, destacam-se: a prestação e exploração de serviços de telecomunicações; a elaboração de projetos civil e eletromecânico de rede de energia de Alta, Média e Baixa Tensão; a prestação de serviços de monitoramento e manutenção de Sistemas de Automação, Telecomunicações, Medição, Iluminação Pública e ornamental e outros; a realização de projetos, execução e comissionamento de microgeração de energia a partir de fontes renováveis, comercialização de soluções e prestação de serviços de instalação, monitoramento e manutenção de sistemas em funcionamento; a realização de serviços de diagnósticos energéticos; o desenvolvimento de projetos de eficiência energética, instalação e comercialização de equipamentos para eficiência energética bem como prestação de serviços de monitoramento e manutenção de sistemas em funcionamento; e a prestação de serviços de consultoria em eficiência energética. Resende Engenharia e Assessoria Ltda. (Resende) Controlada 100% da Companhia, destina-se à prestação de serviços de engenharia, serviços de telecomunicações e construção civil, administração e incorporação de imóveis, desenvolvimento de sistemas de informação, assessoria e consultoria na área de energia, PÁGINA: 103 de 374

110 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas intermediação e comercialização de energia elétrica e a participação em outras sociedades, independentemente de seu tipo jurídico. Porto do Pecém Transportadora de Minérios S.A. A Companhia detém 50% de participação em conjunto com a Eneva S.A., que detém os outros 50% no capital social total, sendo que é uma empresa de capital fechado prestadora de serviço na área portuária no desembarque e transporte de carvão. Pecém Operação e Manutenção de Unidades de Geração Elétrica S.A. A Companhia detém 50% de participação em conjunto com a Eneva S.A., que detém os outros 50% no capital social total, sendo que é uma empresa de capital fechado de manutenção e reparação de máquinas. EDP Renováveis Brasil S.A. A Companhia detém 29,05% de participação no capital social total, sendo os restantes 70,9% da EDP Renováveis S.A. (EDP Espanha). A EDP Renováveis Brasil inclui nos seus ativos a participação totalitária nas empresas Cenaeel, Elebrás, Baixas do Feijão I, II, III e IV, Jaú e Aventura I. Para maiores informações, observar o item 6.5 do Formulário de Referência. Conforme Comunicado ao Mercado divulgado pela Companhia em 27 de abril de 2015, a Companhia assinou um acordo de compra e venda de ações com a EDP Renováveis S.A para vender os 45% da sua participação do capital total e votante da EDP Renováveis Brasil S.A detida pela EDP Brasil. EDP Renováveis Brasil é uma empresa constituída sob as leis do Brasil. Mabe Construções e Administração de Projetos Ltda. (Mabe) A Companhia detém 50% de participação em conjunto com a Eneva S,A, que detém os outros 50% no capital social total, sendo que a principal atividade da mesma é a construção de estações e redes de energia elétrica. PÁGINA: 104 de 374

111 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais 7.2. Em relação a cada segmento operacional que tenha sido divulgado nas últimas demonstrações financeiras de encerramento de exercício social ou, quando houver, nas demonstrações financeiras consolidadas (Em milhares de reais, exceto quando indicado). a) Produtos e serviços comercializados O Grupo EDP desenvolve um conjunto de atividades no setor energético, com especial ênfase na geração, distribuição e comercialização de energia elétrica. Os valores reportados para cada segmento de negócio resultam da agregação das controladas e das unidades de negócio definidas no perímetro de cada segmento. DISTRIBUIÇÃO O segmento de distribuição se caracteriza como o segmento do setor elétrico dedicado à entrega de energia elétrica para um usuário final. Como regra geral, o sistema de distribuição pode ser considerado como o conjunto de instalações e equipamentos elétricos que operam, geralmente, em tensões inferiores a 230 kv, incluindo os sistemas de baixa tensão. O segmento de distribuição concentra parte relevante da atividade do Grupo EDP. Possui forte presença no Estado de São Paulo e presença dominante no Estado do Espírito Santo, nos quais atuamos por meio de nossas distribuidoras, EDP Bandeirante e EDP Escelsa, respectivamente. GERAÇÃO A energia elétrica produzida pelo Grupo EDP é na sua maioria de origem hidrelétrica. A energia produzida é transmitida por sistemas de terceiros às distribuidoras, que levam a energia até o cliente final. Sob a perspectiva da comercialização, as geradoras da Companhia vendem a sua garantia física, conforme determinada pela ANEEL, a comercializadoras ou distribuidoras de energia elétrica. COMERCIALIZAÇÃO Nossas atividades de comercialização de energia são realizadas pela EDP Comercializadora, responsável pelas atividades de comercialização de energia e prestação de serviços para o mercado livre, tanto dentro quanto fora das áreas de concessão das duas distribuidoras da EDP Energias do Brasil, que atuam no mercado regulado. A empresa encerrou o primeiro semestre com 142 clientes finais, aumento de 0,7% em comparação ao mesmo período no ano anterior. Além de contratos com consumidores livres, a EDP Comercializadora mantém também relações comerciais com outras comercializadoras, Produtores Independentes, Autoprodutores e Geradores. OUTRAS ATIVIDADES Embora os principais negócios da Companhia estejam voltados para as áreas de distribuição, geração e comercialização de energia elétrica, desenvolve também atividades de assessoria e consultoria técnica na área de energia, em suas diferentes formas e modalidades, tendo como clientes várias companhias elétricas brasileiras e estrangeiras. Estão inseridas neste segmento as subsidiárias EDP GRID e Resende. PÁGINA: 105 de 374

112 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais b) Receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida da Companhia Exercícios encerrados em 30 de junho de: Segmento 1S15 % 1S14 % 1S13 % Geração ,13% ,79% ,54% Distribuição ,35% ,96% ,69% Comercialização ,98% ,56% ,41% Holding, Outros e Eliminações ,47% ,32% ,63% Resultado Consolidado ,00% ,00% ,00% Exercícios Encerrados em 31 de dezembro de: Segmento 2014 % 2013 % 2012 % Geração ,66% ,55% ,25% Distribuição ,98% ,62% ,96% Comercialização ,26% ,85% ,78% Holding, Outros e Eliminações ,90% ,02% ,99% Resultado Consolidado ,00% ,00% ,00% c) Lucro ou prejuízo resultante do segmento e sua participação no lucro líquido da Companhia Exercícios encerrados em 30 de junho de: Segmento 1S15 % 1S14 % 1S13 % Geração ,56% ,19% ,46% Distribuição ,37% ,50% ,43% Comercialização ,73% ,32% ,29% Holding, Outros e Eliminações ,34% ,00% ,18% Resultado Consolidado ,00% ,00% ,00% Exercícios Encerrados em 31 de dezembro de: Segmento 2014 % 2013 % 2012 % Geração ,14% ,95% ,68% Distribuição ,32% ,62% ,76% Comercialização ,03% ,80% ,19% Holding, Outros e Eliminações ,49% ,37% ,63% Resultado Consolidado ,00% ,00% ,00% PÁGINA: 106 de 374

113 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 7.3. Informações sobre os produtos e serviços que correspondam aos segmentos operacionais divulgados no item 7.2 (Em milhares de reais, exceto quando indicado) a) Características do processo de produção e b) Características do processo de distribuição GERAÇÃO As características físicas do Brasil, em especial a grande extensão territorial e a abundância de recursos hídricos foram determinantes para a implantação de um parque gerador de energia elétrica de base predominantemente hidráulica. Resumo da Situação Atual dos Empreendimentos Fonte de Energia Situação Capacidade Associada 330 empreendimento(s) de fonte Eólica Construção não iniciada empreendimento(s) de fonte Eólica Construção empreendimento(s) de fonte Eólica Operação empreendimento(s) de fonte Fotovoltaica Construção não iniciada empreendimento(s) de fonte Fotovoltaica Operação empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica Construção não iniciada empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica Construção empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica (kw) Operação empreendimento(s) de fonte Maré Construção não iniciada empreendimento(s) de fonte Termelétrica Construção não iniciada empreendimento(s) de fonte Termelétrica Construção empreendimento(s) de fonte Termelétrica Fonte: ANEEL, posição em 15 de julho de Operação As centrais de produção de eletricidade são objeto de concessão, autorização ou registro, segundo o enquadramento realizado em função do tipo de central, da capacidade a ser instalada e do destino da energia. Segundo o destino da energia, as centrais de produção podem ser classificadas como: Produtores cuja outorga de concessão estabelece que a energia produzida destina-se ao serviço público de eletricidade; Produtores independentes, que assumem o risco da comercialização de eletricidade com as distribuidoras ou diretamente no Ambiente de Contratação Livre; e Auto-produtores, que produzem a energia para consumo próprio, podendo o excedente ser comercializado mediante uma autorização. Mecanismo de Realocação de Energia MRE O MRE é desenvolvido por um processo de 5 etapas que examinam, primeiramente, a capacidade das usinas dentro da mesma região de satisfazer os níveis de garantia física e, a seguir, o compartilhamento da geração excedente entre as diferentes regiões. As etapas estão detalhadas abaixo: (i) Aferição da geração efetiva das usinas hidrelétricas, pelo ONS, em relação ao volume de garantia física. PÁGINA: 107 de 374

114 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais (ii) (iii) (iv) (v) Comparação da soma da geração das unidades geradoras com a soma das garantias físicas. No caso de geradoras, participantes do MRE, tenham produzido acima de seus respectivos níveis de garantia física, o adicional da energia gerada será alocado a outras geradoras do MRE que não tenham atingido seus níveis de garantia física. Esta alocação do adicional da energia gerada, é feita, primeiramente, entre as geradoras dentro de uma mesma região e, depois, entre as diferentes regiões, de forma a assegurar que todos os membros do MRE atinjam uma posição relativa da garantia física; se, após a etapa (3) acima ter sido cumprida, todos os membros do MRE atingirem seus níveis de garantia física (ou sua energia contratada, para aqueles membros do MRE que não tiverem contratado 100% de sua garantia física), e houver saldo de energia produzida, o adicional da geração regional líquida, designada energia secundária, deve ser alocado entre as geradoras das diferentes regiões. A energia será negociada pelo preço CCEE prevalecente na região em que tiver sido gerada; e se, após a etapa (3) ou (4) acima, todos os membros do MRE não tiverem atingido o nível de garantia física total do MRE, a energia faltante será paga pelos membros do MRE com base no preço de liquidação de diferenças - PLD. As geradoras, membros do MRE, que produziram energia além de seus níveis de garantia física são compensados por custos variáveis de Operação e Manutenção - O&M e custos com o pagamento de royalties pelo uso da água. As geradoras do MRE que não tiverem gerado seus níveis de garantia física devem pagar custos de Operação e Manutenção - O&M e custos com os royalties pelo uso da água às geradoras que produziram acima de seus respectivos níveis de garantia física durante o mesmo período. Atualmente, a TEO Tarifa de Energia de Otimização paga pelas geradoras que recebem alocação de energia do MRE é de R$11,25/MWh para todas as geradoras que forneceram seu adicional de energia gerada ao MRE, conforme determinado na Resolução Homologatória da ANEEL nº de 17/12/2014. Energia Secundária O montante total de energia do MRE restante após a alocação para cobertura da insuficiência das geradoras que deixaram de produzir sua respectiva garantia física é denominado energia secundária. A energia secundária é alocada de acordo com os níveis de garantia física de todas as usinas do MRE. Características das usinas A tabela abaixo apresenta uma breve descrição dos nossos ativos de geração, com dados relativos a 2015: Usinas em construção Capacidade instalada (MW) Garantia Física (MW médio) Cachoeira Caldeirão 109,5 64,9 UHE Cachoeira Caldeirão (2) 109,5 64,9 São Manoel 233,3 140,6 UHE São Manoel (4) 233,3 140,6 Baixas do Feijão 54,0 25,7 EOL Baixa do Feijão (1) 54,0 25,7 Total 396,8 231,2 Usinas em estudo / Adjudicação Capacidade instalada (MW) Garantia física (MW médio) Aventura I 11,7 4,7 EOL Aventura I (1) 11,7 4,7 Jaú 40,5 16,0 PÁGINA: 108 de 374

115 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais EOL Jericó, Aroeira, Umbuzeiro 40,5 16,0 Total 52,2 20,7 Usinas em operação Capacidade instalada (MW) Garantia física (MW médio) Enerpeixe 498,8 280,5 UHE Peixe Angical 498,8 280,5 Lajeado e Investco 902,5 526,6 UHE Lajeado 902,5 526,6 Energest 299,5 191,6 UHE Mascarenhas 198,0 138,5 UHE Suíça 33,9 18,9 PCH São João 25,0 13,6 PCH Rio Bonito 22,5 9,4 PCH Fruteiras 8,7 4,9 PCH Jucu 4,8 2,6 PCH Viçosa 4,5 2,5 PCH Alegre 2,1 1,2 Santa Fé 29,0 16,4 PCH Francisco Gros 29,0 16,4 Pantanal 51,1 33,5 PCH Mimoso 29,5 20,9 PCH Paraíso 21,6 12,6 Costa Rica 16,0 11,1 PCH Costa Rica 16,0 11,1 Cenaeel (i) 6,2 1,5 EOL Água Doce (1) 4,1 1,1 EOL Horizonte (1) 2,2 0,5 Elebras (1) 31,5 10,9 EOL Tramandaí (Cidreira) (1) 31,5 10,9 Porto do Pecém 720,3 315,5 UTE Porto de Pecém (2)(3) 720,3 645,3 ECE Participações 186,7 108,9 UHE Santo Antônio do Jari (2) 186,7 108,9 Total 2741,5 1826,3 (1) Valores proporcionais à participação de 45% da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil. (2) Corresponde a participação de 50% da EDP Energias do Brasil. (3) Garantia Física com base na potência instalada de 700 MW. Revisão da Garantia Física pendente pelo MME. (4) Corresponde a participação de 33,334% da EDP Energias do Brasil. Evolução da capacidade instalada (MW) Fonte Hídrica 1.983, , , ,1 Lajeado e Investco (1) 902,5 902,5 902,5 902,5 Enerpeixe (2) 498,8 498,8 498,8 498,8 Energest 299,5 299,5 299,5 295,0 Santa Fé 29,0 29,0 29,0 29,0 Pantanal (3) 51,1 51,1 51,1 52,8 Costa Rica 16,0 16,0 16,0 16,0 ECE Participações (4) 186,7 186,7 0 0 Fonte Térmica 720,3 360,1 360,1 180,1 Porto do Pecém (4) 720,3 360,1 360,1 180,1 Fonte Eólica 37,7 37,7 37,7 37,7 Cenaeel (5) 6,2 6,2 6,2 6,2 Elebrás (5) 31,5 31,5 31,5 31,5 Total 2741, , , ,9 (1) A Companhia possui 40,78% de participação na usina. (2) A Companhia detém 60% de participação na usina. PÁGINA: 109 de 374

116 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais (3) Em 1 de setembro de 2013 foram vendidas as 3 CGHs (São João I e II e Coxim) (4) Correspondente à participação de 50% da Companhia. (5) Valores correspondentes a 45% da Companhia na EDP Renováveis. A Cenaeel e a Elebrás não possuem garantia física, sendo remuneradas pela geração efetiva. Evolução da garantia física (MW médio) Fonte Hídrica 1.168, , , ,1 Lajeado e Investco (1) 526,6 526,6 526,6 526,6 Enerpeixe (2) 280,5 280,5 280,5 280,5 Energest 191,7 191,7 191,7 191,1 Santa Fé 16,4 16,4 16,4 16,4 Pantanal (3) 33,5 33,5 33,5 34,8 Costa Rica 11,1 11,1 11,1 11,7 ECE Participações (4) 108,9 108,9 0 0 Fonte Térmica 645,3 315,5 315,5 157,8 Porto do Pecém (4) 645,3 315,5 315,5 157,8 Total 1826, , , ,9 (1) A Companhia possui 40,78% de participação na usina. (2) A Companhia detém 60% de participação na usina. (3) Em 1 de setembro de 2013 foram vendidas as 3 CGHs (São João I e II e Coxim) (4) Correspondente à participação de 50% da Companhia. Abaixo, segue o demonstrativo da energia gerada e a energia vendida nos respectivos exercícios: 2015 (Jan a Jun) Variação 2014 x 2013 Variação 2013 x 2012 Energia Gerada Energia Vendida GWh GWh GWh GWh 10,2% 1,8% GWh GWh GWh GWh 0,5% 15,3% DISTRIBUIÇÃO O consumo de energia elétrica no Brasil totalizou GWh no ano 2014, sendo que do total desse consumo, 50,9% foi consumido pela Região Sudeste. O consumo da Classe Industrial totalizou GWh, que corresponde a 37,6% do total da energia elétrica consumida. Caracteriza-se por apresentar grandes consumidores eletro intensivos, principalmente na área de siderurgia, metalurgia e papel e celulose. O consumo da Classe Residencial totalizou GWh, 27,9% do total, e consumo per capita 167 KWh/mês 1. 1 Fonte: Resenha Mensal do Mercado de Energia EPE (Publicada em Janeiro/2015) - PÁGINA: 110 de 374

117 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais O mercado de distribuição de energia elétrica é atendido por 63 concessionárias, estatais ou privadas, de serviços públicos que abrangem todo o País. As concessionárias estatais estão sob controle dos governos federal, estaduais e municipais 2. O mapa abaixo mostra a localização das principais concessões no Brasil: Atualmente, as distribuidoras só podem oferecer serviços a seus clientes cativos dentro das respectivas áreas de concessão, sob condições e tarifas reguladas pela ANEEL. As distribuidoras da Companhia possuem uma ampla rede de distribuição, composta predominantemente por linhas de transmissão aéreas e subestações com níveis de tensão variados. Os consumidores são classificados por nível de tensão, com base na carga instalada e/ou demanda contratada. Grandes consumidores industriais e comerciais recebem energia elétrica em níveis de tensão elevados (até 138 kv), enquanto consumidores industriais e comerciais menores e residenciais recebem energia elétrica em níveis de tensão mais baixos (iguais ou inferiores a 69 kv). O quadro a seguir apresenta a evolução dos principais componentes do sistema de distribuição da Companhia para os períodos indicados. 31/12/ /12/ /12/2012 Km de linha de distribuição/transmissão (maior ou igual a 69Kv) Km de média tensão (entre 1Kv e 69Kv) Km de baixa tensão (menor ou igual a 1Kv) N de postes de rede de distribuição N de transformadores de distribuição EDP EDP Total Bandeirante Escelsa Km de linha de distribuição/transmissão (maior ou igual a 69Kv) Km de média tensão (entre 1Kv e 69Kv) Km de baixa tensão (menor ou igual a 1Kv) N de postes de rede de distribuição N de transformadores de distribuição As linhas de transmissão que a Companhia utiliza ocupam áreas de sua propriedade que foram adquiridas ou desapropriadas, bem como áreas nas quais detém apenas o direito de passagem (mediante indenização). Certas faixas de transmissão são compartilhadas com outras sociedades 2 Fonte: ANEEL: PÁGINA: 111 de 374

118 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais transmissoras de energia elétrica. A escolha de uma determinada faixa de transmissão depende de critérios técnicos e é seguida de negociação com os respectivos proprietários. Geralmente a Companhia adquire direito de passagem por vias públicas sem ônus. No entanto, precisa pagar indenização quando utiliza vias particulares. Tendo em vista o interesse público no desenvolvimento dos serviços de energia elétrica, a Companhia não encontra grandes dificuldades na instalação de novas linhas de média e baixa tensão. Indicadores de Qualidade O nível de qualidade e eficiência do sistema de distribuição de uma concessionária de distribuição de energia elétrica é demonstrado pelo Índice de Duração Média das Interrupções, medido em horas por consumidor por ano ( DEC ), e Índice de Frequência das Interrupções, medido em número de interrupções por consumidor por ano ( FEC ) e Tempo Médio de Atendimento, medido em minutos ( TMA ). As metas de DEC e FEC a serem observadas pelas concessionárias são definidas pela ANEEL e publicadas na conta do consumidor. A tabela a seguir mostra a duração e a frequência das interrupções na rede de distribuição das distribuidoras da Companhia para os períodos indicados: DEC FEC Ref. ANEEL DEC FEC Ref. ANEEL DEC FEC Ref. ANEEL (horas) (vezes) (DEC/FEC) (horas) (vezes) (DEC/FEC) (horas) (vezes) (DEC/FEC) EDP Bandeirante 7,62 5,34 (9,05/7,55) 8,08 5,51 (9,36/8,07) 9,42 6,03 (9,57/8,37) EDP Escelsa 10,37 6,45 (10,38/8,11 9,67 5,78 (10,42/8,13 9,88 6,37 (10,78/8,51 Perdas de Energia Os resultados financeiros das distribuidoras da Companhia são afetados por perdas de energia elétrica, uma vez que essa energia poderia de outra forma ter sido distribuída a consumidores finais ou outras concessionárias, reduzindo as necessidades de compra de energia para revenda. As perdas de energia estão divididas em duas categorias básicas: perdas técnicas, que são inerentes ao fluxo de energia elétrica por meio do sistema de distribuição e perdas não técnicas, que são as que resultam de conexões ilegais, fraudes, erros de medição e de faturamento. Cabe salientar que as perdas técnicas são intrínsecas ao transporte de energia, podendo ocorrer tanto na transmissão quanto na distribuição de energia, na medida em que estão associadas à dissipação da energia ocorrida na rede elétrica. Portanto, trata-se de quantidade de energia não consumida pelos clientes. As perdas não técnicas consistem na quantidade de energia efetivamente consumida pelos clientes, mas não convertida em receita de venda de energia, em decorrência de ligações clandestinas, medidores fraudados ou defeituosos, entre outros. As perdas de energia elétrica, expressas como um percentual do total da energia requerida nos doze meses findos em junho/15, recuaram 0,6 p.p. em relação aos níveis verificados período imediatamente anterior. Perdas Técnicas e Comerciais 13,7% 13,2% 13,7% 13,1% 10,2% 9,9% 9,5% 9,0% 6,0% 5,4% 6,1% 5,3% 4,7% 4,3% 3,9% 3,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 7,7% 7,8% 7,6% 7,8% Band 2012 Band 2013 Band 2014 Band Jun/15 Esce2012 Esce2013 Esce2014 Esce Jun/15 Perdas Comerciais Perdas Técnicas Total PÁGINA: 112 de 374

119 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Nos três últimos exercícios, as Distribuidoras desembolsaram, conforme demonstrado abaixo, valores destinados aos programas de combate às perdas. Do total de recursos, parte foi revertido para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e parte foi revertido para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares). Programa de Combate às Perdas (R$ milhões) Investimentos Operacionais 35,9 30,6 20,2 Despesas Gerenciáveis 25,5 29,1 20,3 Total 61,4 59,7 40,5 Ao longo do ano de 2014 nossas concessionárias realizaram aproximadamente 193,3 mil inspeções, 9,8 mil regularizações de ligações clandestinas e foram retiradas 20,9 mil ligações irregulares que resultaram na recuperação de receitas de cerca de R$ 12,7 milhões. COMERCIALIZAÇÃO Como complemento à atividade principal de distribuição e comercialização de energia no mercado cativo, utilizamos a EDP Comercializadora que atua no mercado livre de energia, por meio da comercialização de energia de nossas distribuidoras e no atendimento de consumidores livres no Brasil, tanto nas áreas de concessão das nossas distribuidoras, como também em outras áreas de concessão. Além de contratos com consumidores livres, a EDP Comercializadora mantém também relações comerciais com outras comercializadoras e com Produtores Independentes. A tabela abaixo apresenta o volume de energia comercializado pela EDP Comercializadora: 2014 (Em GWh) 2013 (Em GWh) 2012 (Em GWh) Venda de energia Terceiros Empresas do conglomerado EDP Total Compra de energia Terceiros Lajeado Total SEGUROS O Grupo EDP - Energias do Brasil mantêm apólices de seguros vigentes na modalidade responsabilidade civil por danos materiais e danos pessoais causados a terceiros. As apólices de seguros estabelecidas pelo Grupo EDP - Energias do Brasil possuem coberturas determinadas por orientação de especialistas, levando em conta a natureza e o grau de risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seus ativos e responsabilidades do Grupo EDP - Energias do Brasil, estando, portanto, dentro dos padrões do mercado segurador. A Companhia contratou seguradoras de primeira linha para cobertura de seus ativos contra incêndios, raios, explosões, danos elétricos e pequenas obras de engenharia, em nossas diversas subestações, edificações e instalações. PÁGINA: 113 de 374

120 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais A Companhia não possui cobertura de seguro contra risco de interrupção das operações comerciais, por acreditarem que o risco de interrupção de grandes proporções não justifica os prêmios. Também estão excluídos da cobertura de seguro os riscos de alagamento, terremoto, desmoronamento, roubo e atos terroristas. c) Características dos mercados de atuação, em especial: (i) a participação em cada um dos mercados Participação na Distribuição O mercado de distribuição está subdividido nas seguintes categorias: Consumidores Cativos, Suprimento de Energia, Clientes livres, Concessionárias, Geração e Consumo Próprio. A tabela abaixo apresenta, de forma consolidada, o número de clientes e o volume de energia vendida e distribuída: Volume (MWh) Clientes 6M15 6M14 % 6M15 6M14 % Residencial , ,8 Industrial , ,2 Comercial , ,0 Rural , ,5 Outros , ,1 Energia vendida clientes finais , ,6 Suprimento , ,0 Energia em trânsito (USD) , ,4 Clientes livres , ,4 Concessionárias , ,0 Uso geração ,0 Consumo próprio , ,2 Total de energia distribuída , ,7 Participação na Geração No caso da geração, a venda da energia produzida ocorre por meio de leilões e contratos bilaterais. Com o vencimento dos contratos de compra e venda de energia elétrica existentes das geradoras, a energia liberada poderá ser comercializada em leilões regulados para atender às demandas das distribuidoras como energia existente e/ou negociada no Ambiente de Contratação Livre ( ACL ) para consumidores livres, outros geradores ou ainda comercializadores. Participação na Comercialização A comercialização de energia elétrica acontece em mercado que reúne geradores, distribuidores e consumidores livres. Nesse mercado os preços são estabelecidos em negociações bilaterais de preços e condições. Os participantes desse mercado são os consumidores elegíveis. Para os consumidores que optaram por deixar o mercado cativo, esses têm restrições legais para retornar ao mercado cativo das distribuidoras. (ii) as condições de competição no mercado PÁGINA: 114 de 374

121 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Competição na Distribuição Os clientes localizados nas áreas de concessão das distribuidoras, tanto cativos como livres, utilizam a rede de distribuição para ter acesso à energia elétrica vendida pelas distribuidoras ou negociadas no mercado livre. Em cada área de concessão uma única distribuidora de energia elétrica atua e não há concorrência. As distribuidoras contratam o suprimento de energia para atender suas necessidades nos leilões regulados pela ANEEL. Sobre a compra de energia para suprir o mercado cativo, a legislação atual não permite a contratação da compra de energia pelas distribuidoras diretamente das geradoras do mesmo grupo econômico. Os distribuidores também são legalmente impedidos e não podem participar das transações no mercado livre ou mesmo ter participações em geradores e comercializadores. Competição na Geração A concorrência entre as geradoras no mercado regulado acontece nos leilões de compra de energia elétrica para suprimento às distribuidoras do sistema interligado nacional - SIN. Ressaltase que as distribuidoras de energia somente podem comprar energia elétrica em licitações públicas para poderem ter assegurado o repasse dos custos aos consumidores, ocasião que os geradores competem pelos contratos das distribuidoras. O investidor em geração enfrenta competição quando habilita e concorre com novos empreendimentos nos leilões para atender as distribuidoras e obter contrato de venda da energia. No ACL, a comercialização de energia elétrica ocorre por meio de livre negociação de preços e condições entre as partes. Nesse ambiente, a competição é exercida entre os geradores e as comercializadoras. Competição na Comercialização A comercializadora compete na aquisição de energia das várias fontes, em ambiente de livre negociação e também na compra e venda de energia elétrica para os consumidores livres, em condições livremente negociadas. d) Eventual sazonalidade As distribuidoras de energia elétrica da Companhia não apresentam sazonalidade relevante, pois as características econômicas dos mercados que atendem (industrial, residencial e comercial), sejam de mercados cativos, sejam de consumidores livres, proporcionam uma compensação, mantendo relativamente uniforme o fluxo total de receitas ao longo de todo o ano. Ademais, a infra-estrutura de transmissão e distribuição de energia elétrica não apresenta nenhuma característica estrutural ou operacional que a sujeite a ajustes sazonais. Em 2014, por exemplo, o volume máximo e mínimo mensal de energia distribuída para o mercado faturado das distribuidoras foram equivalentes a 103,6% e 95,5% da energia distribuída média mensal do ano. A receita e os resultados das distribuidoras da Companhia são influenciados de forma mais significativa pelo desempenho da economia regional de suas áreas de concessão. As unidades de geração de energia hidrelétrica das controladas da Companhia são ligadas ao SIN, que possui reservatórios desenvolvidos para regularizar a vazão e a operação do sistema elétrico como um todo, por meio de um mecanismo denominado MRE Mecanismo de Realocação de Energia Assegurada. A função deste mecanismo é o suporte mútuo e solidário à produção da energia das unidades credenciadas. Assim, ainda que a produção de energia hidrelétrica esteja ligada a fatores climáticos e hidrológicos, em condições usuais, o sistema possui mecanismos para mitigar os efeitos desses fatores. PÁGINA: 115 de 374

122 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais e) Principais insumos e matérias primas, informando: i. descrição das relações mantidas com fornecedores, se estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental, com indicação dos órgãos e da respectiva legislação aplicável: Toda aquisição de energia pelas distribuidoras é realizada por meio de leilões ACR homologados pelo Ministério de Minas e Energia, sendo que a agência regulatória, a ANEEL, também os supervisiona e fiscaliza. ii. dependência de poucos fornecedores: Com as diretrizes do Novo Modelo do Setor Elétrico, desde 2004, as distribuidoras compram energia nos leilões do ACR, firmando Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado ( CCEAR ), com todos os geradores que ofertaram energia no certame. Além disso, também contratam Cotas de Garantia Física e Potência de usinas com concessão renovada após Assim, é grande o número de fornecedores de energia da Companhia, sendo que para participar do leilão todos os vendedores foram, previamente, habilitados e qualificados pela ANEEL. O parque gerador do Grupo EDP é predominantemente hídrico, ou seja, não é dependente de matéria prima onerosa para a geração do insumo energia. Os fornecedores desse ramo de atividade são os relacionados à operação e manutenção do empreendimento. iii. volatilidade dos preços: Os contratos de compra de energia das distribuidoras da Companhia são reajustados anualmente, na data base do reajuste/revisão tarifária, sendo que 38% das despesas estão indexadas pelo IPCA e 14% pelo IGP-M, 8% indexado ao dólar e 40% são contratos por disponibilidade, que repassam o risco hidrológico às distribuidoras. As despesas com a compra de energia compõem a Parcela A e são repassadas à tarifa de fornecimento da distribuidora. Os contratos de venda de energia das geradoras da Companhia são reajustados anualmente, e estão indexados pelo IGP-M ou IPCA. Quando a venda é realizada para uma concessionária de distribuição de energia a data do reajuste é concatenada à data base do reajuste/revisão tarifária da compradora. PÁGINA: 116 de 374

123 7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total 7.4. Identificar se há clientes que sejam responsáveis por mais de 10% da receita líquida total da Companhia, informando: a) montante total de receitas provenientes do cliente; e b) segmentos operacionais afetados pelas receitas provenientes do cliente Não possuímos nenhum cliente que responda, individualmente, por mais de 10% de nossa receita líquida total. PÁGINA: 117 de 374

124 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 7.5. Descrever os efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades da Companhia (Em milhares de reais, exceto quando indicado) a) Necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades da Companhia e histórico de relação com a administração pública para obtenção de tais autorizações. Nossas empresas que estão sob o regime aplicável aos prestadores de serviços públicos, nomeadamente nossas empresas de distribuição e alguma de nossas empresas de geração, possuem a necessidade de solicitar autorizações da ANEEL para a realização de transações entre partes relacionadas, de modo que a Agência possa verificar as condições dos contratos, principalmente no que se refere à prática de preços de mercado e ao princípio da comutatividade. Algumas empresas de geração, ainda que sujeitas ao regime de produção independente, podem também estar sujeitas à anuência prévia da ANEEL em alguns casos previstos pela regulamentação setorial. Historicamente, temos obtido sucesso na aprovação destas autorizações, de modo que nossas operações não têm sido atrasadas ou impedidas de se realizarem, conforme despachos da ANEEL nº 3828 de 23 de Setembro de 2014, nº 3911 de 25 de Setembro de 2014, nº 3962 de 29 de Setembro de 2014, nº 492 de 26 de Fevereiro de 2015, º 573 de 04 de Março de 2015 e nº611 de 06 de Março de Há aprovações da agência que resultam de processos relativamente longos em que a empresa, pautada em argumentos técnicos e jurídicos, busca o reconhecimento de seus pleitos. Para aspectos ligados à operação das distribuidoras, em que o relacionamento com o Poder Público é frequente, há gerências específicas na EDP Bandeirante e na EDP Escelsa que realizam o relacionamento com os órgãos públicos de forma geral. As empresas do grupo sujeitam-se à legislação e regulamentação do setor elétrico. Os aspectos relevantes aplicáveis ao seu regime jurídico são descritos com mais detalhes a seguir, no tópico Ambiente Regulatório. AMBIENTE REGULATÓRIO Principais autoridades regulatórias ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica A ANEEL, instituída pela Lei nº 9.247/96 como autarquia sob regime especial e constituída pelo Decreto nº 2.335/97, é a agência reguladora do setor elétrico e, portanto, tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, comercialização de energia elétrica. Dentre suas competências, estão a implementação das políticas e diretrizes do governo federal para a exploração da energia elétrica, expedição de atos normativos, realização de procedimentos licitatórios, fiscalização dos agentes, definição de tarifas, resolução de conflitos, dentre outras determinadas pela legislação. CNPE Conselho Nacional de Política Energética O CNPE, criado pela Lei nº 9.478/1997, é um órgão interministerial de assessoramento à Presidência da República com a principal atribuição de propor ao Presidente da República políticas nacionais e medidas específicas destinadas sobretudo a: promover o aproveitamento racional dos recursos energéticos do País, assegurar o suprimento de insumos energéticos às áreas mais remotas ou de difícil acesso no país, rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às diversas regiões do país, estabelecer diretrizes para programas específicos, como os de uso do gás natural, do álcool, de outras biomassas, do carvão e da energia termonuclear, além de estabelecer diretrizes para a importação e exportação de petróleo e gás natural. PÁGINA: 118 de 374

125 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades MME Ministério de Minas e Energia O MME é o órgão da administração federal direta que representa a União como Poder Concedente e formulador de políticas públicas, bem como indutor e supervisor da implementação dessas políticas nas áreas de geologia, recursos minerais e energéticos; aproveitamento da energia hidráulica; mineração e metalurgia; petróleo, combustível e energia elétrica, inclusive nuclear. Sendo responsável pela condução das políticas energéticas do país, suas principais obrigações incluem a formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizes definidas pelo CNPE, pelo estabelecimento do planejamento do setor energético nacional, monitoramento da segurança do suprimento do Setor Elétrico Brasileiro, e definição de ações preventivas para restauração da segurança de suprimento no caso de desequilíbrios conjunturais entre oferta e demanda de energia. EPE Empresa de Pesquisa Energética Instituída pela Lei nº /04 e criada pelo Decreto nº 5.184/04, a EPE é uma empresa pública vinculada ao MME, cuja finalidade é prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético. Suas principais atribuições incluem a realização de estudos e projeções da matriz energética brasileira, execução de estudos que propiciem o planejamento integrado de recursos energéticos, desenvolvimento de estudos que propiciem o planejamento de expansão da geração e da transmissão de energia elétrica de curto, médio e longo prazo, realização de análises de viabilidade técnico-econômica e sócio-ambiental de usinas, bem como a obtenção da licença ambiental prévia para aproveitamentos hidrelétricos e de transmissão de energia elétrica. CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico O CMSE, criado pela Lei nº /2004, é um órgão criado no âmbito do MME, sob sua coordenação direta, com a função de acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o território nacional. Suas principais atribuições incluem: acompanhar o desenvolvimento das atividades de geração, transmissão, distribuição, comercialização, importação e exportação de energia elétrica; avaliar as condições de abastecimento e de atendimento; realizar periodicamente a análise integrada de segurança de abastecimento e de atendimento; identificar dificuldades e obstáculos que afetem a regularidade e a segurança de abastecimento e expansão do setor e elaborar propostas para ajustes e ações preventivas que possam restaurar a segurança no abastecimento e atendimento elétrico. ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico O ONS, associação civil sem fins lucrativos, foi criado pela Lei nº 9.648/98, e regulamentado pelo Decreto nº 2.655/98 com as alterações do Decreto nº 5.081/2004, para operar, supervisionar e controlar a geração de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, e administrar a rede básica de transmissão de energia elétrica no Brasil, com o objetivo principal de atender aos requisitos de carga, otimizar custos e garantir a confiabilidade do sistema, definindo ainda as condições de acesso à rede de transmissão de alta tensão do país. As alterações implantadas com o novo marco regulatório de 2004 trouxeram maior independência à governança do ONS, através da garantia de estabilidade do mandato de sua diretoria. CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica PÁGINA: 119 de 374

126 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades A CCEE, associação civil sem fins lucrativos instituída pela Lei nº /04 e criada pelo Decreto nº 5.177/04, absorveu as funções e estruturas organizacionais e operacionais do Mercado Atacadista de Energia, e tem o objetivo principal de viabilizar um ambiente de negociação competitivo, sustentável e seguro no mercado de energia elétrica. Entre suas principais obrigações estão: a apuração do Preço de Liquidação de Diferenças, utilizado para valorar as transações realizadas no mercado de curto prazo; a realização da contabilização dos montantes de energia elétrica comercializados; a liquidação financeira dos valores decorrentes das operações de compra e venda de energia elétrica realizadas no mercado de curto prazo; e a realização de leilões de compra e venda de energia no ACR por delegação da ANEEL. Concessões A Constituição Brasileira prevê que a exploração dos serviços e instalações de energia elétrica podem ser efetuados diretamente, pelo Governo Federal, ou indiretamente, por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações. As concessões conferem direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica durante um período determinado. Tal período é, geralmente, de 30 a 35 anos para novas concessões de geração e de 30 anos para novas concessões de distribuição. Abaixo, encontra-se uma breve descrição dos contratos de concessão e atos autorizativos que outorgam concessão, autorização e registro às empresas do conglomerado EDP Brasil para construção e/ou operação de atividades de geração, distribuição, ou comercialização de energia no Brasil: Distribuição Empresa CNPJ Cidade UF Modalidade Tipo de Outorga Documento de Outorga Bandeirante / SP Serviço Público Concessão Contrato de Energia S.A. municípios Concessão 202/1998 Espírito Santo / ES Serviço Público Concessão Contrato de Centrais Elétricas municípios Concessão S.A. Escelsa 01/1995 Início Vigência 23/10/98 23/10/28 17/07/95 17/07/25 Empresa Geradora Energest S.A / Pantanal Energética Ltda. Santa Fé Energia S.A Costa Rica Energética Ltda. Lajeado Energia S.A. Geração CNPJ Matriz Tipo Usina Cidade UF Status Modalidade Tipo_ Outorga Doc_Outorga Início Vigência / UHE UHE PCH PCH Mascarenhas Suiça Viçosa São João Baixo Guandu/ Aimorés Santa Leopoldina Conceição do Castelo Castelo/ Conceição do Castelo ES/MG ES ES ES Operação Operação Operação Operação PCH Alegre Alegre ES Operação PCH PCH PCH UHE Fruteiras Jucu Rio Bonito Assis Chateaubriand (Mimoso) Cachoeiro do Itapemirim Domingos Martins Santa Maria de Jetibá Ribas do Rio Pardo ES ES ES MS Operação Operação Operação Operação PCH Paraíso I Costa Rica MS Operação / PCH Francisco Gros Alegre ES Operação / PCH Costa Rica Costa Rica MS Operação / Investco S.A / UHE Luiz Eduardo Magalhães (Lajeado) Palmas/ Miracema do Tocantins TO Operação Serviço Público Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Concessão Concessão Contrato Concessão 003/2007; Decreto 13/07/1995 Contrato Concessão 003/2007; Decreto 13/07/ /07/ /07/ /07/ /07/2025 Autorização Resolução 111/ /05/ /05/2029 Autorização Resolução 110/ /05/ /05/2029 Concessão Concessão Concessão Concessão Concessão Contrato Concessão 002/2007 Contrato Concessão 002/2007 Contrato Concessão 002/2007 Contrato Concessão 002/2007 Contrato Concessão 002/97 14/07/ /07/ /07/ /07/ /07/ /07/ /07/ /07/ /12/ /12/2027 Autorização Resolução 358/ /12/ /12/2029 Autorização Resolução 482/ /11/ /11/2031 Autorização Resolução 468/ /11/ /11/2031 Concessão Contrato de Concessão 005/ /01/ /01/2033 PÁGINA: 120 de 374

127 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Enerpeixe S.A / UHE Peixe Angical ECE Participações S.A. Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. Empresa de Energia São Manoel S.A. Porto do Pecém Geração de Energia S.A. Cenaeel - Central Nacional de Energia Eólica S.A. Elebrás Projetos Ltda. Central Eólica Baixa do Feijão I S.A Central Eólica Baixa do Feijão II S.A Central Eólica Baixa do Feijão III S.A Central Eólica Baixa do Feijão IV S.A Central Eólica Aventura I S.A. Central Eólica Jaú S.A. Central Eólica Jaú S.A. Central Eólica Jaú S.A / UHE / UHE Santo Antonio do Jari Cachoeira Caldeirão Peixe/ São Salvador Laranjal do Jari/Almeirim TO PA/AP Operação Operação Ferreira Gomes AP Construção / UHE São Manoel Jacareacanga PA Construção / UTE Porto do Pecém I / / UEE São Gonçalo do Amarante CE Operação UEE Horizonte Água Doce SC Operação UEE Água Doce Água Doce SC Operação Elebrás Cidreira I (Tramandaí) / UEE Baixa do Feijão I Tramandaí RS Operação Jandaíra/ Parazinho RN Construção / UEE Baixa do Feijão II Parazinho RN Construção / UEE Baixa do Feijão III / UEE Baixa do Feijão IV Jandaíra/ Parazinho Jandaíra/ Parazinho RN RN Construção Construção / UEE Aventura I João Câmara RN Em estudo / UEE Aroeira Jandaíra RN Em estudo / UEE Umbuzeiros Jandaíra RN Em estudo / UEE Jericó Jandaíra RN Em estudo Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Concessão Concessão Concessão Concessão Contrato de Concessão 130/2001 Contrato de Concessão 04/2002 Contrato de Concessão 01/ MME Contrato de Concessão 02/ MME 07/11/ /11/ /12/ /12/ /05/ /05/ /04/ /04/2049 Autorização Portaria 226/ /07/ /07/2043 Registro Despacho 472/ /08/2002 Indefinida Autorização Resolução 675/ /12/ /12/2032 Autorização Resolução 495/ /09/ /09/2032 Autorização Portaria 471/ /08/ /08/2047 Autorização Portaria 472/ /08/ /08/2047 Autorização Portaria 473/ /08/ /08/2047 Autorização Portaria 470/ /08/ /08/2047 Autorização Portaria 566/ /10/ /10/2049 Autorização Portaria 512/ /09/ /09/2049 Autorização Portaria 528/ /09/ /09/2049 Autorização Portaria 513/ /09/ /09/2049 Todas as empresas do grupo, enquanto agentes do setor elétrico, devem cumprir com as determinações previstas na legislação e regulamentação aplicável às suas atividades. No que se refere às concessões, a Lei nº 8.987/1995 ( Lei de Concessões ) estabelece, dentre outras disposições, as condições que a concessionária deverá cumprir na prestação de serviços de energia elétrica, os direitos dos consumidores de energia elétrica, bem como as obrigações da concessionária e do Poder Concedente. As principais disposições aplicáveis às concessionárias de serviço público são: Serviço adequado: A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satisfazer parâmetros de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação, modicidade nas tarifas e acesso ao serviço. Servidões administrativas e desapropriações: O Poder Concedente pode declarar quais são os bens necessários à execução de serviço ou obra pública de necessidade ou utilidade pública, para fins de instituição de servidão administrativa ou desapropriação, em benefício de uma concessionária. A instituição pode ser realizada diretamente, ou mediante outorga de poderes à concessionária, caso em que será desta a responsabilidade pelas indenizações cabíveis. Responsabilidade objetiva: A concessionária é a responsável, independentemente de culpa, por todos os danos causados a terceiros, por determinação constitucional, ou que sejam resultantes da prestação de seus serviços pela aplicação do Código de Defesa do Consumidor. Mudanças no controle societário: Nos termos da regulamentação vigente, a ANEEL deverá aprovar mudança no controle societário direto ou indireto da concessionária. Intervenção do Poder Concedente: O Poder Concedente, por intermédio da ANEEL, poderá intervir na concessão com o fim de assegurar a adequação na prestação do serviço, bem como o fiel cumprimento das normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes. Extinção antes do termo contratual: A extinção do Contrato de Concessão poderá ser determinada por meio de encampação, caducidade, rescisão, anulação do processo licitatório que outorgou a concessão, falência ou extinção da concessionária. A concessionária tem o direito à ampla defesa no procedimento administrativo que declarar a caducidade da concessão e poderá recorrer judicialmente contra tal ato. A concessionária tem o direito de ser PÁGINA: 121 de 374

128 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades indenizada pelos investimentos vinculados a bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados. Nos casos de caducidade, deverão ser descontados da indenização os valores das multas contratuais e dos danos por ela causados. Termo contratual: Quando do advento do termo contratual, todos os bens, direitos e privilégios transferidos à concessionária que sejam materialmente relativos à prestação dos serviços de energia elétrica, serão revertidos ao Poder Concedente. Após o advento do termo contratual, a concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos vinculados a bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados. Modelo do Setor Elétrico Desde 1995, o Governo Federal adotou inúmeras medidas para reformar o setor elétrico brasileiro. Em 15 de março de 2004, a Lei nº /2004 ( Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ) foi promulgada com o intuito de garantir aos consumidores um abastecimento seguro de energia elétrica a uma tarifa justa, por meio de incentivos a empresas privadas e públicas visando a construção e manutenção dos investimentos no setor. A Lei que instituiu o novo modelo foi regulamentada pelo Decreto n.º 5.163, promulgado em 30 de julho de Segundo o novo modelo, as distribuidoras estão, como regra, obrigadas a contratar a energia necessária para atender à demanda de seus mercados através de leilões públicos realizados no denominado Ambiente de Contratação Regulada ( ACR ), e devem prever suas necessidades para um horizonte de cinco anos. Essas previsões servem para sinalizar a necessidade de construção de usinas, em tempo hábil para que esses empreendimentos possam ser licitados e construídos, através de processo licitatório público na modalidade de leilão, em que o vencedor é o agente que ofertar a menor tarifa. No âmbito dos referidos leilões, os agentes de geração, além do direito de explorar comercialmente o empreendimento a ser construído, celebram contratos de longo prazo (mínimo de quinze anos), com as distribuidoras. Nos leilões de energia de reserva, são celebrados contratos entre os geradores vencedores e a CCEE, como representante dos agentes de consumo. Os contratos celebrados no âmbito dos leilões denominados Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado ( CCEAR ) ou Contratos de Energia de Reserva ( CER ), a depender do tipo de leilão, podem ser utilizados como garantia de financiamento para execução da obra e serviços outorgados. A energia pode ser comercializada também no denominado Ambiente de Contratação Livre ( ACL ). No ACL, onde transacionam os agentes geradores, os comercializadores e os grandes consumidores, a duração dos contratos, os volumes contratados, o momento de início da entrega da energia e, principalmente, o preço, são livremente pactuados entre as partes contratantes, respeitadas as normas aplicáveis, em especial as Regras e Procedimentos de Comercialização. O Mercado de Curto Prazo ( MCP ), por sua vez, consiste em um mercado de diferenças, ou mercado spot, onde são contabilizadas e liquidadas as diferenças entre as quantidades efetivamente geradas/consumidas e as quantidades contratadas pelos agentes que comercializaram energia. Essas diferenças são liquidadas ao Preço de Liquidação de Diferenças ( PLD ), que é calculado por uma cadeia de modelos de simulação, com representação estocástica das afluências naturais aos reservatórios das centrais hidrelétricas e a consideração do despacho termelétrico por mérito econômico, função de seu custo variável de operação, de acordo com os critérios estabelecidos pela legislação. Os principais dispositivos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelecem: (i) criação de dois ambientes para comercialização de energia elétrica: um mercado regulado, o ACR (Ambiente de Contratação Regulada), em que participam os consumidores cativos e as distribuidoras de energia elétrica, e um mercado especificamente destinado aos consumidores livres e agentes comercializadores, denominado ACL (Ambiente de Contratação Livre); PÁGINA: 122 de 374

129 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades (ii) (iii) (iv) restrições à atuação das distribuidoras, de forma a exigir que estas se concentrem em seu negócio essencial de distribuição de energia, para promover serviços mais eficientes e confiáveis a consumidores cativos; eliminação da possibilidade de self-dealing (contratação direta de empresa do mesmo Grupo empresarial), de forma a incentivar as distribuidoras a comprar energia elétrica pelos menores preços disponíveis ao invés de adquirir energia elétrica de partes relacionadas; e respeito aos contratos firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, de forma a garantir a segurança jurídica às operações realizadas antes da sua promulgação. Com a implementação do novo modelo setorial, todos os agentes do mercado de energia elétrica estão obrigados a produzir ou consumir energia na mesma proporção a que contrataram. Se, por um lado, os agentes vendedores de energia elétrica devem apresentar o correspondente lastro físico da energia que pretendam comercializar para garantir a totalidade dos seus contratos, os consumidores livres devem garantir o atendimento à totalidade de sua demanda por meio de contratos. A comprovação dessa obrigação pode ser feita por meio de geração própria, ou contratos de compra de terceiros registrados na CCEE, ou seja, a quantidade total de energia vendida ou consumida deve ser comprada através de contratos e/ou gerada por usinas próprias. As distribuidoras, por sua vez, estão obrigadas a garantir o atendimento à demanda do seu mercado consumidor por meio de contratos registrados na CCEE, devendo comprar energia exclusivamente no ACR, à exceção de algumas hipóteses previstas na legislação. Os agentes que descumprirem tais exigências ficarão sujeitos às penalidades impostas pela ANEEL e CCEE. Nos termos do Decreto nº 5.163/2004, a partir de 2005, todos os agentes distribuidores, vendedores, autoprodutores e consumidores livres deverão informar ao MME, até 1º de agosto de cada ano, sua previsão de mercado ou carga, conforme o caso, para os 5 anos subsequentes. Sem prejuízo dessa obrigação, os agentes de distribuição deverão apresentar declaração MME, conforme prazos e condições estabelecidos em ato do Ministério, para definir os montantes de energia que pretendem contratar nos leilões. Baseado nessa informação, o MME deve estabelecer a quantidade total de energia a ser contratada no ACR. As distribuidoras também deverão especificar a parcela de contratação que pretendem dedicar ao atendimento a consumidores potencialmente livres. Ambientes para Comercialização de Energia Elétrica Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as operações de compra e venda de energia elétrica são realizadas em dois diferentes ambientes de comercialização: (i) o ACR, no qual é realizada a compra pelas distribuidoras, por meio de leilões públicos, de toda a energia elétrica necessária para fornecimento aos seus consumidores (denominados cativos); e (ii) o ACL, que compreende a comercialização de energia elétrica entre agentes não-regulados (como consumidores livres e especiais e comercializadores de energia elétrica). As distribuidoras de energia elétrica cumprem sua obrigação de atender à totalidade de seu mercado principalmente por meio de leilões públicos. Além dos leilões regulados, as distribuidoras podem, por exemplo, comprar energia elétrica proveniente de geração distribuída, contratada por meio de processo de Chamada Pública conduzido pela própria distribuidora, com volume máximo limitado a 10% do mercado cativo atendido. A legislação prevê ainda um rol taxativo, que inclui outras hipóteses de compra pelas distribuidoras. Segundo o Tratado de Itaipu de 26 de abril de 1973, o qual define que a energia elétrica gerada por Itaipu deve ser vendida pela Eletrobrás às concessionárias de distribuição que operam no SIN Sul/Sudeste/Centro-Oeste, embora nenhum contrato específico tenha sido firmado por tais concessionárias. O preço pelo qual a energia elétrica gerada em Itaipu é comercializada é fixado em dólar e estabelecido de acordo com tratado celebrado entre o Brasil e Paraguai. Em consequência, o preço da energia elétrica de Itaipu aumenta ou diminui PÁGINA: 123 de 374

130 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades de acordo com a variação da taxa de câmbio entre o Real e o dólar. No que diz respeito ao reflexo para as distribuidoras, as alterações no preço de venda da energia elétrica gerada em Itaipu estão sujeitas, no entanto, ao mecanismo de recuperação dos custos da Parcela A. Ambiente de Contratação Regulada ACR O Ambiente de Contratação Regulada é destinado à comercialização de energia elétrica de agentes geradores, importadores de energia, ou comercializadores para os distribuidores, que adquirem energia visando atender à carga dos Consumidores Cativos. Conforme a Lei nº /04 e Decreto nº 5.163/04, as distribuidoras podem adquirir a energia para atender à totalidade da sua demanda da seguinte forma: o Contratos provenientes dos Leilões promovidos pela ANEEL, os CCEARs; o Geração distribuída, por meio de chamada pública, limitado a 10% da carga da distribuidora; o Contratos do PROINFA; o Contratos de Itaipu; o Contratos firmados até a publicação da Lei nº /04; e o Contratos provenientes de Angra 1 e 2: compra obrigatória a partir de 01/01/2013 (incluído pela Lei n /09); e o Cotas de garantia física de energia e de potência definidas para as usinas hidrelétricas cujas concessões forem prorrogadas nos termos da Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012, convertida na Lei nº /2013 (Incluído pelo Decreto nº 7.805, de 2012). Cabe às empresas distribuidoras estimar a quantidade de eletricidade a contratar nos leilões, sendo obrigadas a contratar 100% das suas necessidades, respeitada ainda a condicionante de que os acréscimos de mercado devem ser atendidos por energia de novos empreendimentos, contratada com 3 anos (Leilão A-3) ou 5 anos (Leilão A-5) de antecedência. O não cumprimento da totalidade do fornecimento nos seus mercados de distribuição poderá resultar em severas penalidades. O modelo de leilões públicos foi implementado no final de 2004, sem prejuízo dos contratos já celebrados entre as empresas de geração e distribuição até a data de publicação da Lei nº /2004. As compras de energia elétrica por meio de Leilões de Energia dão origem a dois tipos de contratos bilaterais distintos: (1) Contratos de Quantidade de Energia; e (2) Contratos de Disponibilidade de Energia. Nos Contratos de Quantidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a fornecer certa quantidade de energia elétrica e assume o risco de ocorrência de condições hidrológicas desfavoráveis e baixo nível dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam acarretar uma energia alocada ao empreendimento abaixo do compromisso de contrato. A geração insuficiente resulta na obrigação de celebração de contratos de compra com terceiros para recomposição do lastro, ou na liquidação do déficit no Mercado de Curto Prazo para atender ao montante contratado. Nos Contratos de Disponibilidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a disponibilizar certa capacidade ao ACR. Neste caso, a receita da unidade geradora está garantida desde que se mantenha disponível para produzir, e as distribuidoras em conjunto enfrentam o risco hidrológico. PÁGINA: 124 de 374

131 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras de energia elétrica terão direito de repassar a seus respectivos consumidores os custos relacionados à aquisição de energia elétrica por meio de leilões públicos, bem como impostos e encargos do setor. Com relação à outorga de novas concessões, os editais de licitação normalmente exigem que as novas usinas de geração hidrelétricas destinem, entre outras coisas, uma porcentagem mínima de energia elétrica ao ACR, podendo o remanescente ser comercializado no ACL. Ambiente de Contratação Livre - ACL No mercado livre, a energia elétrica é comercializada entre concessionárias de geração, produtores independentes de energia, autoprodutores, agentes comercializadores, importadores de energia e consumidores livres. Nesse ambiente, as condições contratuais, como preços, vigência do contrato e montante comercializado são livremente negociados entre as contrapartes. Os consumidores potencialmente livres - aqueles que, a despeito de cumprir as condições previstas no art. 15 da Lei no 9.074, de 1995, são atendidos de forma regulada - podem optar por escolher seu fornecedor de energia elétrica, migrando para o ACL. Para tanto, deverão comunicar formalmente à distribuidora responsável pelo seu atendimento, no prazo pactuado, o interesse pela não prorrogação do Contrato de Compra de Energia no Ambiente Regulado - CCER, respeitadas as disposições pactuadas no instrumento contratual, ou ainda pelo encerramento antecipado do CCER, sujeitando-se aos dispositivos aplicáveis à rescisão contratual. Um consumidor que opte pelo Ambiente de Contratação Livre - ACL somente poderá retornar ao mercado cativo se notificar o seu distribuidor local com cinco anos de antecedência, prazo que pode ser reduzido pela distribuidora a seu critério. Consumidores, individualmente ou em conjunto reunidos por comunhão de interesses de fato ou de direito, com demanda contratada entre 500 kw e 3 MW, são denominados Consumidores Especiais e também são elegíveis para adquirir energia no ACL. Entretanto, poderão adquirir energia apenas de: (i) Pequenas Centrais Hidrelétricas, que têm capacidade entre kw e igual ou inferior a kw, além de um reservatório reduzido; (ii) geradoras hidrelétricas com capacidade superior a kw e igual ou inferior a kw; (iii) centrais geradoras com capacidade limitada a kw; e (iv) de fontes alternativas de energia (empreendimentos solares, eólicos ou de biomassa) cuja potência injetada no sistema elétrico não exceda kw. O Consumidor Especial deve notificar o distribuidor local, no prazo pactuado, sua opção pelo fornecimento no ACL e o interesse pela não prorrogação do instrumento contratual vigente. O Consumidor poderá voltar a ser atendido pela distribuidora em condições reguladas desde que, com antecedência de 5 (cinco) anos em relação à data do início do fornecimento, formalize sua intenção à distribuidora. O prazo poderá ser reduzido, a critério da distribuidora. Esse prazo de antecedência foi ampliado recentemente pela Medida Provisória nº 579/2012, convertida na Lei nº /2013. As geradoras estatais poderão vender energia elétrica aos Consumidores Livres, mas, diferentemente das geradoras privadas, deverão fazê-lo por meio de processo de leilão. Leilões no Ambiente de Contratação Regulada - ACR Os leilões de compra de energia elétrica para novos projetos de geração em andamento são realizados: (i) cinco anos antes da data de início da entrega da energia (denominados leilões A-5 ); (ii) três anos antes da data de início da entrega (denominados leilões A-3 ); ou (iii) para a contratação de projetos estruturantes, empreendimentos estratégicos indicados pelo Conselho Nacional de Política Energética - CNPE. Leilões de energia provenientes de empreendimentos de geração existentes podem ocorr: (a) no ano do início da entrega da energia (leilões A ); (b) no ano anterior ao de início da entrega da energia (denominados leilões A-1 ); (c) dois anos antes do início da entrega da energia (leilões A-2 ) e (d) aproximadamente quatro meses antes da data de entrega (denominados leilões de ajuste ). A PÁGINA: 125 de 374

132 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades possibilidade de realização de leilões de energia existente no mesmo ano e dois anos antes do início do suprimento foi incluída recentemente pela legislação setorial. Os editais dos leilões são elaborados pela ANEEL, com observância das diretrizes estabelecidas pelo MME, e possuem como critério de julgamento das propostas o de menor tarifa. Cada empresa de geração vencedora do leilão firma um contrato de compra e venda de energia elétrica com cada distribuidora, em proporção à sua respectiva estimativa de demanda. Os CCEARs provenientes tanto dos leilões A-5 como A-3 têm prazo de vigência de 15 a 35 anos, contados a partir do início do fornecimento, enquanto que os CCEARs provenientes dos leilões de energia existente têm prazo de vigência de 3 a 15 anos, contados do início do suprimento. Os contratos provenientes do leilão de ajuste têm o prazo máximo de dois anos, sendo que a quantidade total de energia contratada em tais leilões não pode exceder 5,0% da carga total contratada por cada distribuidor a critério do MME. Os contratos provenientes de leilões de fontes alternativas o prazo é de 10 a 30 anos contados do início do fornecimento. Em relação aos CCEARs decorrentes de leilões de energia proveniente de empreendimentos de geração existentes, há três possibilidades de redução permanente das quantidades contratadas, a critério da distribuidora e observadas as regras previstas na legislação, quais sejam: (i) compensação pela saída de consumidores potencialmente livres do ACR; (ii) redução de até 4,0% ao ano do montante atual contratado para adaptar-se aos desvios do mercado face às projeções de demanda, a partir do segundo ano subsequente ao da declaração que deu origem à respectiva compra; e (iii) adaptação aos montantes de energia estipulados nos contratos de aquisição de energia firmados até 16 de março de Após a conclusão do leilão, geradoras e distribuidoras firmam o CCEAR, nos quais as partes estabelecem o preço e a quantidade de energia contratados. O CCEAR estabelece que o preço seja corrigido anualmente pela variação do IPCA e as distribuidoras oferecem garantias financeiras para as geradoras (principalmente valores a receber do serviço de distribuição) para garantir suas obrigações de pagamento nos termos do contrato. Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) e riscos hidrológicos Algumas das nossas usinas hidrelétricas são participantes do MRE, mecanismo que tem por objetivo mitigar riscos hidrológicos dos geradores hidreleétricos com despacho centralizado. De acordo com a legislação brasileira, a cada usina hidrelétrica é atribuída uma Energia Assegurada, independentemente da quantidade de energia elétrica gerada pela usina. O MRE garante aos seus participantes que o déficit de energia daqueles que geraram abaixo da sua Energia Assegurada seja compensado com a energia excedente daqueles que tiveram superávit. O despacho efetivo de geração é determinado pelo ONS para as usinas com despacho centralizado, e varia segundo uma série de critérios, como a demanda de energia em âmbito nacional e as condições hidrológicas. No âmbito do MRE, a quantidade de energia efetivamente gerada pelas usinas, acima ou abaixo da energia assegurada, é precificada por uma tarifa denominada Tarifa de Energia de Otimização, que cobre os custos de operação e manutenção da usina. Esta receita ou despesa adicional deve ser contabilizada mensalmente para cada gerador. É importante esclarecer que o MRE é um mecanismo eficaz na mitigação dos riscos financeiros associados à operação otimizada do sistema elétrico, desde que o sistema como um todo tenha produção de energia suficiente para atender à soma das garantias físicas das usinas participantes do mecanismo (montante de energia associado à quantidade máxima que pode estar atrelada a compromissos contratuais). Caso não haja energia suficiente, o que normalmente ocorre em períodos de hidrologia desfavorável, as usinas do MRE podem ficar expostas ao Mercado de Curto Prazo, onde serão obrigadas a liquidar seus déficits de energia pelo Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), para honrar com os seus contratos de venda. O PLD flutua conforme uma série de fatores definidos pela legislação, e normalmente aumenta em PÁGINA: 126 de 374

133 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades momentos de hidrologia adversa, como aquele que o país vivencia sobretudo desde 2013, quando se iniciou o despacho intensivo de termelétricas (de custos mais elevados que as hidrelétricas) para atender à demanda do mercado. A exposição dos geradores hidrelétricos ao Mercado de Curto Prazo vem aumentando, na medida em que o MRE não vem sendo suficiente para mitigar os riscos hidrológicos, o que lhes tem gerado uma obrigação de pagar valores elevados, tendo em vista que o PLD tem permanecido em altos patamares. Repasse Tarifário dos Custos de Aquisição de Energia O regulamento estabelece os seguintes limites à possibilidade das distribuidoras de repassar custos aos consumidores: (i) (ii) (iii) nenhum repasse de custos para as compras de energia elétrica que excedam 105,0% da demanda real (Redação dada pelo Decreto nº 7.945, de 2013); repasse limitado de custos para compras de energia elétrica efetuadas em um leilão A-3, se o volume de energia elétrica adquirido exceder 2,0% da demanda de energia elétrica adquirida nos leilões A-5 ; e repasse limitado dos custos de aquisição de energia elétrica dos novos projetos de geração de energia elétrica, se o volume contratado nos termos dos novos contratos relacionados às instalações de geração existentes for inferior a 96,0% do volume de energia elétrica previsto no contrato por vencer. Tarifas de Distribuição de Energia Elétrica O mecanismo de controle tarifário foi, historicamente, uma forma de incentivar a substituição de outras fontes de energia pela hidrelétrica. No entanto, as altas taxas de juros e o uso das tarifas como instrumento de controle inflacionário, praticado na década de 80, reduziram o incentivo a investir em geração, aumentando a possibilidade de um racionamento. Em 1996, foi criada a ANEEL que, como agência reguladora do setor, ficou responsável pela regulação das tarifas praticadas pelas distribuidoras. A regulação tarifária tem por base o contrato de concessão que estabelece as tarifas a serem praticadas e os respectivos critérios de reajuste/revisão. A tarifa é diferenciada de acordo com o tipo de consumidor (classe de consumo) e a tensão do fornecimento (grupo/subgrupo). A estrutura da tarifa de distribuição é composta por custos de compra de energia, distribuição, transmissão, tributos, encargos setoriais e sociais. Destaca-se que a distribuidora arrecada e repassa estes custos para os demais setores. As distribuidoras da Companhia operam com tarifas reguladas e seus resultados dependem em parte de atos regulatórios. Seus respectivos contratos de concessão definem reajustes anuais, revisões tarifárias periódicas e a possibilidade de revisões tarifárias extraordinárias. Na revisão tarifária periódica, a ANEEL determina a receita requerida pelas distribuidoras da Companhia, de forma a cobrir as denominadas Parcelas A e B. São componentes da Parcela A, os custos de compra de energia para seu mercado consumidor (observados os limites de repasse tarifário), os custos de transporte de energia e os encargos setoriais. Os componentes da Parcela B são os custos de capital, considerados como tal a remuneração e a quota de reintegração e os custos de operação. No caso das distribuidoras da Companhia, a revisão tarifária periódica ocorre a cada três anos para a EDP Escelsa e a cada quatro anos para a EDP Bandeirante. Adicionalmente, a receita destas distribuidoras, por poder sofrer impacto da inflação, está também sujeita ao reajuste tarifário anual. Para tanto, quando do reajuste anual será calculado mediante a aplicação do Índice de Reajuste Tarifário ( IRT ), por meio do qual são reconhecidas variações reais de custos da Parcela A e variações do IGPM para a Parcela B, ajustada por um fator de produtividade PÁGINA: 127 de 374

134 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades chamado de Fator X, componente que busca repassar aos consumidores, os ganhos de produtividade das distribuidoras, bem como dar incentivos à melhoria da qualidade do atendimento aos consumidores. A partir de 2002, foi introduzida uma conta contábil denominada Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A ( CVA ), o qual complementa o IRT de forma a reconhecer variações positivas e negativas de determinados componentes de custos da Parcela A, com períodos inferiores a um ano. Esse mecanismo foi estabelecido para assegurar que os reposicionamentos tarifários reflitam de uma maneira mais efetiva as alterações nos custos não gerenciáveis das concessionárias e em um intervalo de tempo menor a partir da ocorrência da alteração. Outro mecanismos tarifários previstos nos contratos de concessão consiste na revisão tarifária extraordinária que pode ser solicitada a qualquer tempo pelas concessionárias sempre que entenderem que um determinado evento foi gerado por fatores alheios ao seu controle, inclusive alteração de tributos, provocando comprovado desequilíbrio econômico-financeiro da concessão. As revisões tarifárias extraordinárias são eventos raros com motivação associada a causas alheias à gestão das companhias. Como exemplos, houve: (i) a ocorrência do reconhecimento de variações de custos por força da crise cambial de 1999; (ii) a decretação de racionamento em 2001/2002, cujo entendimento para apuração de custos foi consubstanciado no Acordo Geral do Setor de 2001; (iii) a redução de custos de geração e transmissão de energia elétrica em 2013, com a renovação de concessões vencidas; e (iv) o aumento de custos de encargos setoriais e de geração de energia elétrica em Reajustes e Revisões Tarifárias A ANEEL, para fins de reposicionamento tarifário, divide a receita das distribuidoras em duas parcelas correspondentes aos: (i) custos não gerenciáveis pela distribuidora, chamados custos da Parcela A; e (ii) custos gerenciáveis pela distribuidora, ou custos da Parcela B. Os custos da Parcela A incluem os seguintes itens, observadas as disposições normativas: (i) (ii) (iii) (iv) (v) (vi) custos de aquisição de energia elétrica obtidos dos leilões públicos promovidos pela ANEEL; custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu Binacional; custos de aquisição de energia elétrica em Contratos Bilaterais; custo de aquisição de energia elétrica com cotas de garantia física. custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição; e encargos setoriais: CDE, TFSEE, PROINFA, ESS, ONS, P&D, CFURH, e EER. A Parcela B compreende os custos que estão sob o controle das concessionárias, que são os custos de capital (remuneração e quota de reintegração) e os custos de operação e manutenção. A cada reajuste, a Parcela B é obtida como resultado da subtração da Parcela A da receita total auferida no período de referência, que é definido como o período transcorrido entre o reajuste anterior e o que está em processamento, ou seja, a Parcela B é obtida residualmente. PÁGINA: 128 de 374

135 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades A definição dos custos operacionais está dividida em duas etapas. Na primeira, serão atualizados os custos operacionais definidos no ciclo anterior, considerando o crescimento receita da distribuidora, e na segunda, serão atualizados os custos contábeis da distribuidora e definidos intervalos eficientes para esses custos. As variações observadas entre os valores obtidos na primeira e segunda etapa serão consideradas no cálculo do Fator X. A remuneração dos investimentos se refere à parcela da receita necessária para a recomposição dos ativos destinados a prestação do serviço de distribuição e o adequado rendimento do capital, sendo definidos a cada ciclo de revisão. O Fator X é utilizado para ajustar o IGP-M empregado nos reajustes anuais subsequentes e é definido com base em três componentes: (i) Componente Pd, que busca capturar ganhos potenciais de produtividade; (ii) Componente T, que tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos custos operacionais regulatórios; e (iii) Componente Q, que tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço prestado. Por conseguinte, quando da conclusão de cada reajuste tarifário, a aplicação do Fator X faz com que as distribuidoras compartilhem seus ganhos de produtividade com os consumidores finais. Reajustes e revisões aplicados às distribuidoras da Companhia Conforme mencionado, a ocorrência de revisões tarifárias periódicas respeita ciclos estipulados no contrato de concessão: (i) a EDP Bandeirante teve três revisões, nos anos de 2003, 2007 e 2011, e as seguintes serão revisadas a cada quatro anos, no mês de outubro; e (ii) a EDP Escelsa já foi revisada em seis ocasiões, 1998, 2001, 2004, 2007, 2010 e 2013, e estão previstas revisões a cada três anos, no mês de agosto. A seguir, discutem-se brevemente os resultados das revisões/reajustes das distribuidoras controladas pela Companhia: Reajuste Tarifário 2012 EDP Escelsa O reajuste tarifário anual de 2012 concedido à concessionária foi de 14,29%, reposicionando as tarifas para o período de 07 de agosto de 2012 a 06 de agosto de Deste percentual, 6,78% referem-se ao reajuste econômico e 7,51% referem-se a componentes financeiros. O efeito médio percebido pelos consumidores cativos da EDP Escelsa foi de 11,33%, considerando os ajustes financeiros referentes a períodos anteriores. Revisão Tarifária 2013 EDP Escelsa No processo de Revisão Tarifária Periódica de 2013, o principal ajuste financeiro reconhecido pela ANEEL neste processo tarifário foi o saldo da Conta de Variação de Itens da Parcela A (CVA) no montante de R$ 34,4 milhões, referentes à diferença entre os custos homologados e os efetivamente incorridos pela EDP Escelsa no período de maio de 2012 a abril de Além deste montante a EDP Escelsa recebeu R$ 90,7 milhões por meio de repasse da Conta de Desenvolvimento Energético CDE de modo a reduzir o impacto nas tarifas a serem aplicadas aos consumidores finais. A Revisão Tarifária de 2013 concedida à concessionária foi de 4,12%, reposicionando as tarifas para o período de 07 de agosto de 2013 a 06 de agosto de Deste percentual, 1,32% referem-se ao reajuste econômico e 2,80% referem-se a componentes financeiros. O efeito médio percebido pelos consumidores cativos da EDP Escelsa foi de -1,05%, considerando os ajustes financeiros referentes a períodos anteriores. O Fator X, a partir deste ciclo de revisão tarifária, passa a ser função dos Componentes Pd (ganhos de produtividade), T (trajetória para adequação de custos operacionais) e Q (incentivo à qualidade), os quais foram homologados em: Pd 0,99%; T 1,68%, e o componente Q será apurado no próximo processo tarifário. Na composição do reposicionamento tarifário de 2013, destacam-se os componentes: Remuneração do Capital e Quota de Reintegração Regulatória, derivados da Base de PÁGINA: 129 de 374

136 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Remuneração Regulatória homologada. A Base de Remuneração Bruta foi de R$ 2,758 bilhões e a Base de Remuneração Líquida foi de R$ 1,566 bilhão. A EDP Escelsa pleiteou para que a valorização do investimento realizado no período incremental fosse efetuada com base no banco de preços do período entre ciclos, em função da existência de diferentes regimes tributários. A Diretoria da ANEEL acatou o pleito e após a alteração do Submódulo 2.3 do PRORET Procedimento de Regulação Tarifária e a análise do recurso administrativo interposto pela EDP Escelsa referente à sua Base de Remuneração (6ª Revisão Tarifária Periódica), a ANEEL reconheceu a incorporação de R$32 milhões à BRR Bruta e R$ 24 milhões à BRR Líquida por meio do Despacho nº 287/2014. O montante será incorporado à parte econômica da tarifa e os valores não recebidos em 2013 serão corrigidos pela variação da SELIC e adicionados como Componente Financeiro no reajuste tarifário de Reajuste Tarifário 2014 EDP Escelsa O reajuste tarifário anual de 2014 concedido à concessionária foi de 26,54%, reposicionando as tarifas para o período de 07 de agosto de 2014 a 06 de agosto de Deste percentual, 19,61% referem-se ao reajuste econômico e 6,93% referem-se a componentes financeiros. O efeito médio percebido pelos consumidores cativos da EDP Escelsa foi de 23,58%, considerando os ajustes financeiros referentes a períodos anteriores. Na composição do reajuste, aplicado em 2014 para a Companhia, destacam-se os componentes da Parcela A, a Parcela B e os ajustes financeiros, conforme demonstrado no quadro a seguir: PÁGINA: 130 de 374

137 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Reajuste Tarifário 2015 EDP Escelsa A ANEEL, em reunião pública ordinária da diretoria ocorrida em 04 de agosto de 2015, aprovou o reajuste tarifário anual da EDP Escelsa de 2015, a ser aplicado a partir de 07 de agosto de O efeito médio a ser percebido pelos consumidores foi de 2,04%, sendo 1,68% o efeito médio para os consumidores atendidos em alta e média tensão e 2,29% o efeito médio para os consumidores atendidos em baixa tensão. A Parcela B foi reajustada em 4,20%, resultando em R$ ,03. O IGP-M apurado para o período tarifário é de 6,87% e o Fator X de 2,67%. O Fator X é composto das parcelas Pd (ganhos de produtividade) de 0,99%, T (trajetória para adequação dos custos operacionais) de 1,68% e Q (incentivo à qualidade) de 0%. Reajuste tarifário 2012 EDP Bandeirante A ANEEL, em reunião pública ordinária da Diretoria ocorrida em 16 de outubro de 2012, aprovou o reajuste tarifário anual de 2012 da Companhia, aplicado a partir de 23 de outubro de O reajuste tarifário foi de 11,45%, sendo 7,60% relativo ao reposicionamento econômico e 3,85% referente aos componentes financeiros pertinentes. Em relação à tarifa praticada atualmente, homologada no reajuste tarifário anual de 2010, o efeito médio percebido pelos consumidores cativos, já considerando a revisão tarifária de 2011 e o reajuste tarifário de 2012, foi de 7,29%, sendo 7,82% o efeito médio para os consumidores de alta e média tensão e 6,82% o efeito médio para os consumidores de baixa tensão. O ajuste financeiro relativo à postergação da Revisão Tarifária Periódica de 2011 da controlada EDP Bandeirante, no valor total de R$ 78 milhões, foi dividido em três parcelas anuais, estando incluída a primeira nesse reajuste e as demais nos reajustes subsequentes. Reajuste tarifário 2013 EDP Bandeirante O reajuste tarifário anual de 2013 concedido à concessionária foi de 10,36%, reposicionando as tarifas para o período de 23 de outubro de 2013 a 22 de outubro de Deste percentual, 9,92% referem-se ao reajuste econômico e 0,44% referem-se a componentes financeiros. Em relação à tarifa praticada até 22 de outubro 2013, homologadas no reajuste tarifário extraordinário de 2013, o efeito médio percebido pelos consumidores cativos foi de 5,83%, sendo 4,50% o efeito médio para os consumidores de alta e média tensão e 6,85 para os consumidores de baixa tensão. O índice de reajuste tarifário aprovado incluiu a amortização da 2ª de 3 parcelas do saldo do passivo regulatório formado em função da postergação da data de aplicação dos resultados da Terceira Revisão Tarifária Periódica (3RTP), no montante de R$ 28 milhões. Ficando a última parcela para o reajuste tarifário de O principal ajuste financeiro reconhecido pela ANEEL neste processo tarifário foi o saldo da Conta de Variação de Itens da Parcela A (CVA) no montante de R$ 288 milhões, referentes à diferença entre os custos homologados e os efetivamente incorridos pela EDP Bandeirante no período de agosto de 2012 a julho de Deste montante, a EDP Bandeirante recebeu R$ 50 milhões via tarifa e os outros R$ 238 milhões por meio de repasse da Conta de Desenvolvimento Energético CDE, de modo a reduzir o impacto nas tarifas a serem aplicadas aos consumidores finais, conforme estabelecido no Decreto nº 7.891, com redação dada pelo Decreto nº PÁGINA: 131 de 374

138 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Reajuste tarifário 2014 EDP Bandeirante O reajuste tarifário anual de 2014 concedido à concessionária foi de 14,56%, reposicionando as tarifas para o período de 23 de outubro de 2014 a 22 de outubro de Deste percentual, 14,56% referem-se ao reajuste econômico e 7,29% referem-se a componentes financeiros. Em relação à tarifa praticada até 22 de outubro de 2014, homologadas no reajuste tarifário de 2013, o efeito médio percebido pelos consumidores cativos foi de 20,41%, sendo 22,42% o efeito médio para os consumidores de alta e média tensão e 18,95% para os consumidores de baixa tensão. O índice de reajuste tarifário aprovado incluiu a amortização da 3ª de 3 parcelas do saldo do passivo regulatório formado em função da postergação da data de aplicação dos resultados da Terceira Revisão Tarifária Periódica (3RTP), no montante de R$31 milhões. O principal ajuste financeiro reconhecido pela ANEEL neste processo tarifário foi o saldo da Conta de Variação de Itens da Parcela A (CVA) no montante de R$ 222 milhões, referentes à diferença entre os custos homologados e os efetivamente incorridos pela EDP Bandeirante no período de agosto de 2013 a julho de Revisão Tarifária Extraordinária de 2013 EDP Bandeirante e EDP Escelsa O governo, em setembro de 2012, estabeleceu regras para a prorrogação de determinadas concessões através da Medida Provisória nº 579, convertida na Lei nº de 11 de janeiro de Com o objetivo de promover a modicidade tarifária, o governo antecipou os efeitos da prorrogação das concessionárias de geração e transmissão, que optaram pela prorrogação e cujos prazos venceriam somente a partir de 2015, mediante indenização da parcela de investimento ainda não depreciada. Foram reduzidos também os encargos setoriais nas faturas de energia dos consumidores finais. Como condição à renovação das concessões hidrelétricas, as respectivas concessionárias deveriam disponibilizar a sua garantia física de energia e de potência para o regime de quotas, que seriam rateadas entre as distribuidoras de forma a proporcionar uma redução tarifária a seus consumidores cativos de forma equalizada. As concessionárias de transmissão tiveram os seus contratos renovados mediante aceitação da redução da respectiva Receita Anual Permitida (RAP), bem como de padrões de qualidade do serviço determinados pela ANEEL.. O Decreto nº de 23 de janeiro de 2013 regulamentou a aplicação dos recursos da CDE, os quais passaram a ser utilizados para ressarcir as distribuidoras com a perda de receita decorrente de descontos tarifários previstos em lei, como a tarifa social baixa renda, rural, água, esgoto e saneamento, irrigantes, entre outros. Essas medidas resultaram em uma revisão tarifária extraordinária aprovada pela ANEEL em 24 de Janeiro de 2013, com redução média para PÁGINA: 132 de 374

139 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades consumidores residenciais 18%, enquanto para indústria, comércio e agricultura a redução é de até 32%. Revisão Tarifária Extraordinária RTE de 2015 EDP Bandeirante e EDP Escelsa Em 27 de fevereiro de 2015, por meio da Resolução Homologatória nº 1.858, a ANEEL acatou o pedido de RTE das distribuidoras de energia. A RTE foi necessária em função do descasamento temporário entre custos e receitas contemplados nas tarifas e os custos e receitas efetivamente realizados devido a uma série de eventos ocorridos, tais como: Exposição Involuntária ao Mercado de Curto Prazo MCP, risco hidrológico dos Contratos de Cota de Garantia Física CCGF, Encargo de Serviço do Sistema por Segurança Energética, o aumento dos custos de compra de energia em função do reajuste da tarifa de Itaipu, do resultado do 14º Leilão de Energia Existente e do 18º Leilão de Ajuste e aumento da Quota da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE. Mesmo com o acréscimo das Bandeiras Tarifárias, caso não fosse realizada uma RTE, as distribuidoras não conseguiriam financiar esse déficit corrente, o que poderia levar a uma inadimplência generalizada no setor elétrico, cujos efeitos se estenderiam para diversos setores da economia. Para a EDP Bandeirante, o índice aprovado foi de 32,18%, sendo 24,89% relativo à revisão econômica e 7,29% referente aos componentes financeiros do processo tarifário anterior. Em relação à tarifa praticada atualmente, o efeito médio percebido pelos consumidores é de 25,12%, sendo 34,99% para os consumidores atendidos em alta e média tensão e 17,83% para os consumidores atendidos em baixa tensão. A vigência da RTE é de 2 de março de 2015 até o reajuste tarifário seguinte de cada distribuidora, que, no caso da EDP Bandeirante será em 22 de outubro de Para a EDP Escelsa, o índice aprovado foi de 33,27%, sendo 26,34% relativo à revisão econômica e 6,93% referente aos componentes financeiros do processo tarifário anterior. Em relação à tarifa praticada atualmente, o efeito médio percebido pelos consumidores é de 26,83%, sendo 31,43% para os consumidores atendidos em alta e média tensão e 23,62% para os consumidores atendidos em baixa tensão. A vigência da RTE é de 2 de março de 2015 até o reajuste tarifário seguinte de cada distribuidora, que, no caso da EDP Escelsa será em 6 de agosto de Recursos Financeiros Extra Tarifários EDP Bandeirante e EDP Escelsa A alocação das quotas de garantia física oriundas da renovação das concessões hidrelétricas e a compra no Leilão de Energia Existente de dezembro de 2013 foram insuficientes para atender as necessidades das distribuidoras, fazendo com que as concessionárias ficassem expostas, involuntariamente, ao Mercado de Curto Prazo e portanto sujeitas ao Preço de Liquidação das Diferenças desde 2013 até o presente ano de Simultaneamente, o momento hidrológico desfavorável acabou por aumentar os custos de compra de energia e encargos de serviço de sistema das distribuidoras. Diante desse fato, de modo a evitar um risco de exposição financeira que, em 07 de março de 2013, o Decreto nº 7.945, que alterou o Decreto nº 7.891, autorizou o repasse de recursos da CDE às distribuidoras, com o intuito de cobrir o custo adicional de (i) compra de energia no Mercado de Curto Prazo em função da não adesão de algumas concessionárias de geração à prorrogação da Lei nº /2013,(ii) despacho de usinas termelétricas acionadas em razão de segurança energética e (iii) risco hidrológico das cotas de garantia física e potência da Lei nº /2013. Os recursos da CDE poderiam ser repassados para as distribuidoras até 2013, sendo que o repasse de recursos destinados à neutralização da exposição involuntária decorrente da compra frustrada no leilão de energia existente de dezembro de 2013 poderia ser realizado janeiro de , e garantiu o repasse de R$ 7,1 bilhões às distribuidoras de energia elétrica. A EDP Bandeirante e a EDP Escelsa receberam o montante de R$ de recursos da CDE. 1 Após prorrogação de seu prazo inicialmente previsto para dezembro de 2013 pelo Decreto 8.203, de 7 de março de 2014 PÁGINA: 133 de 374

140 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Em 1º de abril de 2014, com o prolongamento da pressão financeira sobre as distribuidoras exercida pela persistência das condições hidrológicas desfavoráveis aliada a um aumento da exposição das distribuidoras ao Mercado de Curto Prazo, o Decreto nº permitiu à CCEE tomar empréstimos, que totalizaram o montante de R$ 21,2 bilhões. Os valores se referem ao déficit tarifário apurado até dezembro de No exercício de 2014 a ANEEL homologou os seguintes valores às Distribuidoras referente a recursos provenientes da CCEE: Despacho Competência EDP Escelsa EDP Bandeirante Total Data do ingresso do recurso Despacho nº de 22 de abril de 2014 Fevereiro de Despacho nº de 9 de maio de 2014 Março de Despacho nº de 2 de junho de 2014 Abril de Despacho nº de 18 de agosto de 2014 Maio de Despacho nº de 5 de agosto de 2014 Junho de Despacho nº de 2 de setembro de 2014 Julho de Despacho nº de 30 de setembro de 2014 Agosto de Despacho nº de 30 de outubro de 2014 Setembro de Despacho n de 2 de dezembro de 2014 Outubro de Despacho n 773 de 27 de março de 2015 Novembro de Despacho n 773 de 27 de março de 2015 Dezembro de de abril de de maio de de junho de de agosto de de agosto de de setembro de de outubro de de novembro de de dezembro de de março de de março de 2015 Recursos Tarifários Adicionais Bandeiras Tarifárias EDP Bandeirante e EDP Escelsa A partir de 1º de janeiro de 2015, conforme determinado por meio da Resolução Normativa ANEEL nº 547 de 16 de abril de 2013, entrou em vigor o Sistema de Bandeiras Tarifárias. Este mecanismo sinaliza aos consumidores os custos reais da geração de energia elétrica, sendo dividido em 3 bandeiras que indicam o grau dos custos incorridos: verde (condições favoráveis de geração), amarela (condições menos favoráveis de geração) e vermelha (condições mais onerosas de geração). A cada mês, as condições de operação do sistema são reavaliadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS, que define a melhor estratégia de geração de energia para atendimento da demanda. A partir dessa avaliação, definem-se as térmicas que deverão ser acionadas. Se o custo variável da térmica mais cara for menor que R$ 200/MWh, então a Bandeira é verde. Se estiver entre R$ 200/MWh e R$ 388,48/MWh (valor teto do PLD), a bandeira é amarela. E se for maior que R$ 388,48/MWh (valor teto do PLD), a bandeira será vermelha. A bandeira verde indica que o custo para geração de energia está mais baixo, não sendo aplicada nenhuma modificação nas tarifas de energia. Já as bandeiras amarela e vermelha representam o aumento de custo da geração de energia, sendo aplicado um adicional ao valor da tarifa de energia. Para o período de 1º de janeiro de 2015 até 1º de março de 2015, para a bandeira amarela houve um acréscimo proporcional ao consumo de R$1,50 por 100 kwh e para a bandeira vermelha há um acréscimo proporcional ao consumo de R$3,00 por 100 kwh. A partir de 2 de março de 2015, por meio da Resolução Homologatória ANEEL nº de 27 de fevereiro de 2015, os valores das bandeiras foram alterados, sendo que, para a bandeira amarela há um acréscimo proporcional ao consumo de R$ 2,50 por 100 kwh e para a bandeira vermelha há um acréscimo proporcional ao consumo de R$ 5,50 por 100 kwh. Em 4 de fevereiro de 2015 foi criada a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias - CCRBT, por meio do Decreto nº Os agentes de distribuição devem destinar os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias para essa Conta, gerida pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. Esses recursos são alocados para a cobertura de custos não previstos nas tarifas das diversas distribuidoras do país, decorrentes dos sobrecustos referentes a Segurança Energética do Encargo de Serviço do Sistema - ESS, despacho térmico, risco hidrológico, cotas de Itaipu, PÁGINA: 134 de 374

141 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades exposição ao mercado de curto prazo e excedente da Conta de Energia de Reserva - CONER. A ANEEL homologa mensalmente os valores a repassar ou a ressarcir de cada distribuidora e os eventuais custos não cobertos pela receita serão considerados no processo tarifário subsequente. Regras de Concentração Em um esforço para promover condições para uma efetiva concorrência entre os agentes e impedir a concentração de mercado, a ANEEL, em março de 1998, estabeleceu limites à concentração de certos serviços e atividades do setor elétrico. A referida regulamentação foi posteriormente revogada pela Resolução Normativa ANEEL nº 278, de 19 de julho de 2000.A resolução estabelecia condições e limites à participação de geradoras, distribuidoras e comercializadoras no setor. No entanto, essa Resolução foi revogada pela Resolução Normativa nº 378/2009, que estabelece procedimentos para análise de atos de concentração e infrações à ordem econômica no setor. No caso de distribuidoras, eventuais ganhos de eficiência serão tratados nos respectivos processos de revisão tarifária. As distribuidoras poderão, no entanto, comprar energia elétrica de partes relacionadas quando participarem dos processos licitatórios para compra de energia elétrica no ACR e a geradora vencedora do leilão for uma parte relacionada da distribuidora, uma vez que a contratação foi realizada e o preço definido no âmbito do processo competitivo do leilão. Desverticalização O art. 4º da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, alterado pelo art. 8º da Lei nº , de 15 de março de 2004, estabelece que as distribuidoras que atuem no Sistema Interligado Nacional (SIN) não podem desenvolver atividades de geração; transmissão; de venda de energia a consumidores livres, exceto nas hipóteses legais; de participação em outras sociedades de forma direta ou indireta, exceto para captação, aplicação e gestão dos recursos financeiros necessários à prestação do serviço e nas hipóteses previstas nos contratos de concessão; ou estranhas ao objeto da concessão, ressalvados os casos previstos em lei e nos contratos de concessão. 2 As concessionárias e autorizadas de geração que atuem no SIN, por sua vez, não poderão ser coligadas ou controladoras de sociedades que desenvolvam atividades de distribuição no SIN. 2 Por força da Lei nº 9.074/95, essa restrição não se aplica às concessionárias, permissionárias e autorizadas de distribuição e às cooperativas de eletrificação rural: (i) no atendimento a sistemas elétricos isolados; (ii) no atendimento ao seu mercado próprio, desde que seja inferior a 500 (quinhentos) GWh/ano e a totalidade da energia gerada seja a ele destinada; (iii) na captação, aplicação ou empréstimo de recursos financeiros destinados ao próprio agente ou a sociedade coligada, controlada, controladora ou vinculada a controladora comum, desde que destinados ao serviço público de energia elétrica, mediante anuência prévia da ANEEL, observado o disposto no inciso XIII do art. 3 o da Lei n o 9.427/1996, com redação dada pelo art. 17 da Lei n o /2002, garantida a modicidade tarifária e atendido ao disposto na Lei n o 6.404/1976. PÁGINA: 135 de 374

142 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades As obrigações de desverticalização das atividades descritas acima deveriam ser cumprida até 16 de setembro de 2005, prazo esse prorrogado para 16 de março de Nos termos do Decreto nº 5.163/2004, as distribuidoras cujos contratos de concessão incluíam geração distribuída poderiam registrar e homologar na ANEEL e na CCEE contratos de compra e venda de energia elétrica de suas respectivas unidades geradoras, desde que a vigência seja equivalente à do contrato de concessão e o preço seja o do último reajuste ou revisão tarifária da concessionária de distribuição. Renovação das concessões Com vistas a estabelecer regras para a prorrogação e equacionar a questão das concessões vincendas em grande parte a partir de 2015 o Governo Federal editou a Medida Provisória nº 579/2012 convertida na Lei nº de 11 de janeiro de 2013, disciplinando as condições para a renovação das concessões de geração, transmissão e distribuição, outorgadas anteriormente à entrada em vigor da Lei de Concessões (Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995). As concessionárias de geração hidrelétrica elegíveis à prorrogação puderam renovar as respectivas concessões condicionadas à disponibilização de sua garantia física de energia, já a partir de janeiro de 2013, para o regime de quotas distribuído proporcionalmente ao mercado de cada distribuidora. Esse fato transformou o escopo da concessão, de modo que o gerador passou a atuar mais como um operador do empreendimento, encerrando a atividade de comercialização da energia produzida. As concessionárias de distribuição elegíveis à prorrogação têm a possibilidade de renovar a concessão sob novos termos, que no momento estão sendo discutidos pela ANEEL na Audiência Pública nº 38/2015. As diretrizes para o novo contrato de concessão de distribuição foram definidas pelo Decreto nº 8.461, de 02 de junho de O Decreto prevê o estabelecimento de metas de qualidade e de desempenho econômico a serem atingidas em até 5 anos, sob pena de extinção da concessão em caso de descumprimento das metas. As concessões de distribuição e de geração hidroelétrica detidas pelo Grupo EDP - Energias do Brasil, por terem sido outorgadas após fevereiro de 1995, data de entrada em vigor da Lei nº 8.987, não são abrangidas pelas mudanças regulatórias introduzidas pela Lei nº /2013 b) política ambiental da Companhia e custos incorridos para o cumprimento da regulação ambiental. As atividades de distribuição, transmissão e geração de energia estão sujeitas à legislação federal, estadual e municipal de ampla cobertura referente à preservação do meio ambiente. A Constituição Federal confere poderes aos Governos Federal e Estaduais para promulgar leis destinadas a proteger o meio ambiente e a editar regulamentação ao amparo dessas leis sendo que os municípios podem também fazê-lo com relação aos assuntos de interesse local. A empresa que violar a legislação ambiental aplicável poderá ficar sujeita a multas significativas e a restrições da sua atividade. As violações à legislação ambiental podem consistir em crime, atingindo tanto os administradores, como a própria pessoa jurídica da empresa. Podem, ainda, acarretar penalidades administrativas, como multas de até R$50 milhões (aplicáveis em dobro ou em seu triplo em caso de reincidência) e suspensão temporária ou definitiva de atividades. Além disso, tais sanções serão aplicadas independentemente da obrigação de reparar a degradação causada ao meio ambiente. Na esfera civil, os danos ambientais implicam responsabilidade solidária e objetiva, direta e indireta. Isto significa que a obrigação de reparar a degradação causada poderá afetar a todos os, direta ou indiretamente envolvidos, independentemente da comprovação de culpa dos agentes. Como consequência, quando a Companhia contrata terceiros, para proceder a qualquer intervenção nas operações da Companhia, como a disposição final de resíduos, não está isenta de responsabilidade por eventuais danos ambientais causados por estes terceiros contratados. PÁGINA: 136 de 374

143 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Os principais órgãos de proteção ambiental aos quais as atividades da Companhia estão condicionadas são o IBAMA e os órgãos estaduais de proteção ambiental integrantes do Sistema Nacional do Meio Ambiente - SISNAMA, além dos órgãos e agências de recursos hídricos nos âmbitos estaduais e federal. Os Ministérios Públicos Federal e Estaduais agem como órgãos fiscalizadores do cumprimento da legislação ambiental vigente, podendo propor Ação Civil Pública para os casos de descumprimento desta legislação. Licenciamento Ambiental A legislação ambiental brasileira aplicável impõe ao empreendedor o dever de submeter ao prévio licenciamento ambiental a construção, instalação, ampliação, modificação e funcionamento de quaisquer empreendimentos ou atividades que utilizem recursos naturais, causem ou tenham potencial para causar degradação ou poluição ambiental no território nacional. A Licença Ambiental se constitui em ato administrativo pelo qual o órgão ambiental competente estabelece as condições, restrições e medidas de controle ambiental a serem obedecidas pelo empreendedor, pessoa física ou jurídica. O processo de licenciamento ambiental contempla três fases distintas, conforme o estágio em que se encontre o empreendimento, sendo realizado junto aos órgãos ambientais na esfera federal, estadual ou municipal, conforme definição legal de competência, conforme o interesse preponderante sobre os recursos ambientais afetados. Para cada uma destas fases, são emitidas as seguintes licenças, todas com prazo determinado de validade, o qual é estabelecido por tipo de licença e por especificidade da atividade ou empreendimento: Licença Prévia (LP): é a comprovação da viabilidade ambiental de um empreendimento, e estabelece os requisitos básicos e condicionantes ambientais a serem atendidos nas fases subsequentes de implantação. Se a atividade ou empreendimento for considerado de alto potencial degradador ou poluidor do meio, torna-se necessária a elaboração do estudo de impacto ambiental e respectivo relatório de impacto sobre o meio ambiente (EIA/RIMA), que são submetidos para exame do órgão ambiental licenciador e apresentados, por meio de audiências públicas, às comunidades afetadas. Licença de Instalação (LI): é a autorização para a construção do empreendimento, e contempla as medidas de controle e demais condicionantes ambientais a serem cumpridas antes da fase de operação. A comprovação da implementação das condicionantes da Licença Prévia, bem como a elaboração de um Projeto Básico Ambiental (PBA) e seus respectivos Programas Ambientais revestem-se de condição essencial para a emissão da Licença de Instalação. Licença de Operação (LO): é a autorização para o empreendedor explorar sua atividade dentro das suas instalações pelo período estabelecido na licença, podendo ser renovada. Referida licença deverá ser requerida pelo empreendedor junto ao órgão ambiental, antes do término da construção, com a comprovação de que as ações contidas no PBA foram implementadas e as condicionantes ambientais da Licença de Instalação foram cumpridas. Todas as Licenças de Operação que foram obtidas para empreendimentos das empresas do Grupo estão sujeitas a renovação, sendo exigido o requerimento de renovação com antecedência mínima de 120 dias do término do prazo de validade para a prorrogação automática até a manifestação do Órgão Licenciador. Todas as empresas do grupo fazem uma gestão ativa sobre este processo, estando todos os empreendimentos com licenças para operar. Na tabela abaixo é apresentada a situação atual do licenciamento ambiental dos empreendimentos de geração das empresas do Grupo EDP, abrangendo a data de início das operações e a respectiva validade: PÁGINA: 137 de 374

144 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Prazo das Licenças Ambientais - Unidade de Negócio de Geração EDP Empreendimento Empresa Potência Validade Status Licença (MW) Início Vencimento Espírito Santo PCH Rio Bonito ENERGEST 22,50 Operação LO-GCA/SAIA/Nº 53/2013/Classe IV 22/03/ /03/2017 PCH Fruteiras ENERGEST 8,74 Operação LO-GCA/SAIA/Nº 185/2012/Classe I 17/08/ /08/2016 PCH Jucu ENERGEST 4,84 Operação LO-GCA/SAIA/Nº 152/2012/Classe I 15/06/ /06/2014 PCH Alegre ENERGEST 2,06 Operação LO-GCA/SAIA/Nº160/1999/Classe II 19/06/ /06/2013 PCH Viçosa ENERGEST 4,50 Operação LO-GCA/SAIA/Nº 240/2012/Classe I 03/10/ /10/2016 PCH São João ENERGEST 25,00 LO-GCA/SAIA/Nº 040/2007/Classe Operação 14/02/ /02/2011 II PCH Francisco Gros SANTA FÉ 29,00 LO-GCA/SAIA/Nº 068/2012/Classe Operação 02/03/ /05/2013 IV UHE Mascarenhas ENERGEST 198,00 LO-GCA/SAIA/Nº 130/2011/Classe Operação 20/05/ /05/2015 III UHE Suíça ENERGEST 34,00 Operação LO-GCA/SAIA/Nº 300/2013/Classe I 13/12/ /12/2016 Mato Grosso do Sul UHE Mimoso PANTANAL 29,50 Operação Nº 062/ /02/ /02/2011 PCH Costa Rica COSTA RICA 16,00 Operação Nº 160/ /07/ /07/2011 PCH Paraíso PANTANAL 21,60 Operação Nº 264/ /12/ /12/2007 Amapá UHE Santo Antonio do Jari ECE Participações S.A. 392,95 Operação LO nº 1233/2014-1ª Retificação 09/03/ /03/2019 Tocantins UHE Luis Eduardo Magalhães INVESTCO 902,50 Operação LO SICAM nº 11182/ /12/ /12/2019 AHE Peixe Angical ENERPEIXE 452,00 Operação LO Nº 518/2006 1º Renovação 22/03/ /03/2016 Ceará UTE Porto Pecém I ENERGIA PECÉM 720,00 Operação LO Nº 1062/ /12/ /12/2015 Segundo a CONAMA 237/97, que disciplina o processo de licenciamento ambiental, no seu artigo 28, as licenças estão automaticamente prorrogadas quando solicitada sua renovação dentro do prazo legal, até a manifestação definitiva do órgão ambiental competente. Enquanto não ocorrer esta renovação a vigência permanece vigente, bem como todas as obrigações ambientais que a respectiva licença impõe. Em relação às licenças indicadas no quadro acima como estando vencidas, cumpre esclarecer que foram solicitadas as renovações aos órgãos competentes com 120 dias de antecedência, o que garante a prorrogação automática da Licença de Operação até a manifestação do respectivo órgão ambiental, conforme previsto na a legislação ambiental (artigo 18 da Resolução CONAMA 237/97). Ressaltamos que a UHE Cachoeira Caldeirão, UHE São Manoel, UEE Baixa do Feijão I, UEE Baixa do Feijão II, UEE Baixa do Feijão III, Baixa do Feijão IV, UEE Aventura I, UEE Aroeira, UEE Umbuzeiros e UEE Jericó não possuem ainda licenças de operação por se tratarem de projetos em fase de construção. Questões ambientais da Distribuição No ano de 2014 o investimento total em meio ambiente realizado pelas distribuidoras da Companhia foi aproximadamente de R$10.787, sendo R$6.828 na EDP Escelsa e R$3.959 na EDP Bandeirante. Em 2014, a EDP Escelsa passou pela 3ª e 4ª Auditoria Externa de Manutenção da Norma ISO 14001:2004, tendo como resultado final a manutenção da certificação ambiental das Subestações Manguinhos e Goiabeiras e do Centro Operativo Carapina (COC) pelo 2º ano consecutivo. Em comemoração ao Dia da Árvore, a EDP Escelsa, pelo 9º ano consecutivo, distribuiu mudas de árvores de espécies nativas da Mata Atlântica a todos os seus colaboradores e prestadores de serviços. Neste ano também foram distribuídas mudas nas localidades de Cachoeiro de Itapemirim, Linhares e Carapina, sendo ao todo, 1000 mudas das espécies de pitanga, ingá, jenipapo, araçá e ipê amarelo. Além disso, mais uma vez a EDP Escelsa patrocinou um dos maiores eventos ambientais do Estado, a Feira do Verde, evento que está em sua XXV edição. A participação nesse evento é sempre uma oportunidade de disseminar a gestão de responsabilidade socioambiental, ações de sustentabilidade, proteção ambiental e inovação da EDP no Estado. PÁGINA: 138 de 374

145 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Em 2014 destaca-se a participação da equipe especializada de meio ambiente da EDP Bandeirante no acompanhamento técnico das obras de construção de linhas de transmissão e subestações para avaliar e minimizar o respectivo impacto nos recursos naturais e nas populações de entorno. Destaca-se a emissão da Licença Ambiental de Operação n 09/2014 para a Subestação Porto Novo, em Caraguatatuba, emitida em 22 de abril de 2014 e também a dispensa de licenciamento da subestação Alex Petrasoli n 371/14, em Itaquaquecetuba, emitida em 14 de outubro de Em paralelo, a EDP Bandeirante manteve as suas atividades de manutenção do sistema de gestão ambiental, assegurando a certificação de três subestações em 2014 pela norma internacional ISO , o correto gerenciamento dos resíduos gerados, a manutenção dos níveis de ruídos das instalações em valores aceitáveis através das campanhas anuais de monitoramento, entre outras. Outro destaque de 2014 foi a assinatura de 5 termos de convênios de biodiversidade com prefeituras municipais da área de concessão melhorando as formas de destinação dos resíduos de podas gerados nas cidades, e em contrapartida, colocando à disposição das prefeituras equipamentos para viveiros e sementes destinadas à produção de mudas de espécies florestais nativas. Estas atividades culminaram num total de R$ 4,9 milhões de investimentos e gastos de natureza ambiental. Questões Ambientais na Geração Similarmente às distribuidoras, as empresas da área de geração vêm empreendendo esforços significativos para o uso racional dos recursos naturais e para a conscientização dos colaboradores, fornecedores e comunidades em relação à necessidade de se proteger o meio ambiente. O investimento total das empresas de geração, consolidadas em nossas demonstrações financeiras, em ações relacionadas com o meio ambiente no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2014 foi de R$ Em relação a ativos de geração já em operação, estas atividades incluem programas de proteção de espécies animais e habitats naturais, monitoramento da qualidade da água dos reservatórios e acompanhamento dos planos de desenvolvimento rural para o apoio de comunidades relocadas para a formação dos reservatórios das usinas. Entre as usinas em implantação destaca-se a construção da Usina Hidrelétrica São Manoel, no rio Teles Pires, na divisa dos Estados do Pará e Mato Grosso. A construção do empreendimento está em fase inicial. O empreendimento possui 41 programas ambientais, que têm como objetivo amenizar e compensar os impactos ambientais causados pela construção do empreendimento. A Licença de Instalação nº1017/2014, emitida pelo IBAMA, autorizou a construção do empreendimento. Outra usina em implantação é a Usina Hidrelétrica Cachoeira Caldeirão, localizada no rio Araguari, no estado do Amapá. Sua Licença de Instalação nº 556/2013 foi emitida pelo IMAP em 05/08/2013, autorizando o início de implantação do empreendimento, no final de 2014, a Usina tinha 68% da obra já realizada. Os 57 programas ambientais estão sendo implementados na área do empreendimento a fim de minimizar e compensar os impactos ambientais causados pela construção do mesmo. A previsão do início de operação da Usina é em janeiro de O aproveitamento de potencial hidrelétrico por meio de usinas hidrelétricas configura atividade sujeita à outorga do direito de uso de recursos hídricos. Para os rios de domínio da União, a sua emissão cabe à Agência Nacional de Águas ANA, enquanto que, para os demais cursos d água, a sua emissão é realizada pelos órgãos estaduais gestores de recursos hídricos. Os empreendimentos das empresas do grupo que fazem uso de recursos hídricos estão devidamente autorizados ao uso de recursos hídricos. Também com o objetivo de sistematizar a gestão de meio ambiente e de saúde e segurança, a Companhia decidiu implementar um sistema de gestão integrada de meio ambiente, saúde PÁGINA: 139 de 374

146 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades ocupacional e segurança no trabalho, designado por SGIS (Sistema Integrado de Gestão para Sustentabilidade). O SGIS está a ser implantado de forma progressiva nas várias unidades de geração do Grupo, tendo sido obtida já a certificação para as usinas de Peixe Angical e Lajeado (ISO e OHSAS ) e na UHE Mimoso e PCHs de Paraíso, São João, Francisco Gros (ISO ). c) dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes para o desenvolvimento das atividades. Marcas No Brasil, a propriedade de uma marca adquire-se somente pelo registro validamente expedido pelo Instituto Nacional de Propriedade Industrial ( INPI ), órgão responsável pelo registro de marcas e patentes, sendo então assegurado ao titular seu uso exclusivo em todo o território nacional por um prazo determinado de 10 anos, passível de sucessivas renovações. Durante o processo de registro, o depositante tem apenas uma expectativa de direito para utilização das marcas depositadas, aplicadas para a identificação de seus produtos ou serviços. Nosso Grupo tem por política proteger suas marcas e possui aproximadamente 60 marcas registradas ou em processo de registro junto ao INPI, em diversas classes relacionadas às nossas atividades. Nossas principais marcas envolvem o nome do nosso conglomerado, bem como tratam dos nomes das empresas do nosso conglomerado, dentre as quais destacamos: EDP, EDP - Energias do Brasil, Grupo EDP - EDP Brasil, EDP Bandeirante, EDP Escelsa, EDP Comercializadora, Energest, Energia Pecém, Jari Energia, Cachoeira Energia e São Manoel Energia. Atualmente, todas as marcas que são relevantes para a nossa Companhia encontram-se devidamente registradas ou em processo de registro perante o INPI. A Companhia não acredita que o indeferimento do registro de qualquer das suas marcas possa impactar negativamente em suas operações e resultados. Não há eventos que podem causar a perda dos direitos relativos às marcas registradas em nome da Companhia, além daqueles legalmente previstos. Todos os objetos dos pedidos de registro de marcas formulados pela Companhia foram desenvolvidos para melhoria do próprio desempenho das suas atividades, não havendo atualmente intenção na comercialização dos mesmos. Patentes Não aplicável, pois não possuímos nenhuma patente em seu nome, bem como nenhum pedido de concessão de patentes pendente. Licenças Não aplicável, pois não possuímos licenças. Concessões e autorizações A extinção antecipada de nossos contratos de concessão, assim como a imposição de penalidades associadas a tal extinção, pode gerar significativos impactos em nossos resultados e afetar nossa capacidade de pagamento e cumprimento de obrigações financeiras. Para informações acerca da nossa dependência de nossas concessões e autorizações, consultar a Seção 4 deste Formulário de Referência, em especial o fator de risco A perda das nossas concessões pode gerar prejuízos em nossos resultados. Franquias Não aplicável, pois não possuímos franquias. Contratos de Royalties Não aplicável, pois não celebramos contratos de royalties. PÁGINA: 140 de 374

147 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades PÁGINA: 141 de 374

148 7.6 - Receitas relevantes provenientes do exterior 7.6. Em relação aos países dos quais a Companhia obtém receitas relevantes, identificar: (Em milhares de reais, exceto quando indicado) (a) Receita proveniente dos clientes atribuídos ao País sede da Companhia e sua participação na Receita Líquida total da Companhia Todas as nossas receitas são provenientes de clientes localizados no Brasil, dessa forma somos dependentes apenas do mercado nacional, não existindo qualquer dependência do mercado estrangeiro. Nossa receita operacional líquida considerando as eliminações entre as empresas do Grupo e excluindo a receita de construção, totalizou R$ no exercício findo em 30 de junho de 2015, R$ no exercício social findo em 31 de dezembro de 2014, R$ no exercício social findo em 31 de dezembro de 2013 e R$ no exercício social encerrado em 31 de dezembro de (b) Receita proveniente dos clientes atribuídos a cada País estrangeiro e sua participação na Receita Líquida total da Companhia Não aplicável, pois todos os nossos clientes são localizados no Brasil. (c) Receita total proveniente de Países estrangeiros e sua participação na Receita Líquida total da Companhia Não aplicável, pois todas as nossas receitas são geradas no Brasil. PÁGINA: 142 de 374

149 7.7 - Efeitos da regulação estrangeira nas atividades 7.7. Em relação aos países estrangeiros divulgados no item 7.6, informar em que medida a Companhia está sujeito à regulação desses países e de que modo tal sujeição afeta os negócios da Companhia Não aplicável, uma vez que as atividades e receitas da Companhia são restritas ao território nacional. PÁGINA: 143 de 374

150 7.8 - Relações de longo prazo relevantes 7.8. Outras relações de longo prazo relevantes da Companhia (em milhares de reais, exceto quando indicado) Sustentabilidade A Companhia reconhece que os desafios do mercado devem ser encarados sob uma perspectiva de reinvenção completa, para que seja possível a adaptação da empresa às mudanças no contexto socioeconômico no qual está inserida. A Companhia entende também que soluções para as questões sociais e ambientais são cruciais para o desenvolvimento do setor elétrico como um todo. Portanto, o crescimento de forma sustentável é fundamental para o sucesso da estratégia da Companhia, a fim de que se cumpra a sua visão, ser uma empresa global de energia, líder em criação de valor, inovação e sustentabilidade. Assim, a Companhia assumiu o compromisso de conduzir seus negócios de forma sustentável e inovadora, fundamentado nos princípios de desenvolvimento sustentável do Grupo EDP, seguindo padrões internacionais que norteiam a Companhia nas melhores práticas sobre o tema, como os princípios do Pacto Global da ONU. A adoção de medidas sólidas em inovação e sustentabilidade contribui para colocar a Companhia em posição privilegiada para enfrentar os desafios do setor nas próximas décadas, gerando valor compartilhado para as suas principais partes interessadas: acionistas e investidores em geral, colaboradores, clientes, fornecedores, e sociedade. O resultado efetivo do compromisso da Companhia com o desenvolvimento sustentável refletese no fato das ações da Companhia integrarem, pelo 9º ano consecutivo, o Índice de Sustentabilidade Empresarial (ISE) da Bolsa de Valores de São Paulo (BM&FBovespa). A Companhia publicou em 3 de março de 2015 o seu Relatório Anual de Sustentabilidade (RAS), simultaneamente com a Demonstração Financeira Padronizada DFP, ambos de data-base de 31 de dezembro de O RAS é elaborado de acordo com as diretrizes da Global Reporting Initiative (GRI) desde 2006, e no ano de 2015 seguiu a versão GRI G4, que são diretrizes que instruem na elaboração do relatório de Sustentabilidade. Esse documento inclui informações sobre a caracterização do negócio, o modelo de gestão da Companhia integrado com os Princípios de Desenvolvimento Sustentável do grupo EDP e o desempenho de sustentabilidade da Companhia, o qual encontra-se disponível no site da Companhia ( e no site da CVM ( No relatório são descritas as práticas de sustentabilidades das empresas do grupo EDP, alinhadas com os compromissos estabelecidos nas Políticas Corporativas (divulgadas também no site da Companhia), bem como os indicadores que permitem avaliar o progresso do desempenho das empresas em matéria ambiental, social e econômica, dos quais se destacam para a Companhia: Emissões diretas (escopo1) 1.836,1 tco2e; Emissões indiretas (escopo 2) 501,5 tco2e; Consumo de eletricidade 843,2 GJ; Consumo de água m 3 ; Taxa de frequência 1,80. Investimento social Os investimentos sociais da Companhia são focados nas comunidades localizadas no entorno dos ativos do Grupo EDP no Brasil e ocorrem, essencialmente, por meio da atuação do Instituto EDP, que é responsável pela interação da Companhia com estas partes interessadas, apoiando projetos nas áreas de cultura, esporte, educação e desenvolvimento local. Constituído em 2007, o instituto EDP (Instituto EDP) é uma plataforma de relacionamento com as partes interessadas que estão de alguma forma, conectadas com a dimensão social das empresas do Grupo EDP. PÁGINA: 144 de 374

151 7.8 - Relações de longo prazo relevantes A Companhia, por meio do Instituto EDP, promove atividades de educação, formação profissional, desenvolvimento local, fortalecimento comunitário e voluntariado. No campo da cultura e do esporte, apoia projetos que visam o desenvolvimento humano e social e que proporcionam acesso às manifestações artísticas e à prática esportiva. Os investimentos da Companhia reforçam o exercício da cidadania e estimulam a autonomia dos indivíduos beneficiados. Os principais projetos desenvolvidos pelo Instituto EDP que têm mostrado resultados consistentes e mantido o relacionamento próximo do Grupo EDP com as comunidades beneficiadas são: EDP Solidária: Iniciado em 2010, o programa financia projetos socioambientais com foco na educação, no desenvolvimento comunitário e na conservação ambiental. Em 2014, financiou 28 projetos socioambientais nos Estados de São Paulo, do Espírito Santo, do Mato Grosso do Sul, do Rio Grande do Sul e do Tocantins, com foco na educação, no desenvolvimento comunitário e na conservação ambiental. Foram cinco frentes de projetos: EDP Socioambiental que beneficiaram pessoas diretamente e 20 mil de forma indireta; EDP Amiga da Criança com 550 beneficiários diretos e 2,5 mil indiretos; EDP Cultura que apoiou sete projetos culturais, no valor total de R$ mil; e EDP nas Escolas: Criado em 2002, este programa foi integrado às atividades do Instituto EDP em 2008 e vem fortalecendo a qualidade de vida dos alunos de escolas públicas das comunidades de entorno. O programa distribui kits escolares, promove atividades culturais, com destaque para o concurso Arte com Energia que contou com a participação de mais de 7 mil alunos. Em 2014, o EDP nas Escolas beneficiou estudantes de 40 instituições públicas de ensino. Em 2014, esses investimentos somaram R$ 3,4 milhões, sendo R$ 2,0 milhões relativos a investimentos incentivados. Na seção Investimento Social do capítulo Sociedade do RAS 2014, disponível no site da Companhia ( são apresentadas mais informações sobre a estratégia e os projetos do Instituto EDP. Gestão de impactos Todas as atividades de Geração e Distribuição de energia do Grupo EDP têm seus impactos avaliados antes, durante e depois das obras de construção de ativos, observando-se as condições socioambientais locais o que corresponde a 66% das operações da Companhia. Esse processo não é aplicado em comercialização, pois essa atividade não tem impacto direto sobre comunidades e meio ambiente. As ações desenvolvidas pela Companhia em áreas ambientalmente sensíveis e a mitigação dos impactos socioambientais decorrentes das operações da Companhia nesses locais são conduzidas por meio de constante diálogo e parceria com os grupos de interesse, em especial, com as comunidades e com o poder público, nos níveis local, estadual e federal. Os ativos em construção nas Unidades de Negócios da Geração e da Distribuição contam com iniciativas de aproximação com a comunidade, como visitas às instalações e canais de comunicação e informação sobre as obras, além da execução de Programas de Comunicação Social dedicados a cada projeto. Conforme a legislação, todas as unidades contam com comissões internas de prevenção de acidentes (Cipa) e equipes de segurança, com procedimentos de emergência sistematizados. Também os aspectos ambientais são considerados para o estabelecimento de qualquer novo ativo e ações correntes das áreas de negócio. No processo de elaboração dos estudos de impacto ambiental, EIA/RIMA, a Companhia realiza reuniões públicas com as partes interessadas da região em questão para apresentar as características e os impactos dos novos empreendimentos, assim como ouvir as necessidades e demandas de cada uma dessas partes. PÁGINA: 145 de 374

152 7.8 - Relações de longo prazo relevantes Na etapa seguinte, durante a implementação das ações de minimização de impactos, lideranças e organizações locais são consultadas e convidadas a participar da discussão do plano de execução. Além das ações previstas pelas condicionantes das licenças de operação, a empresa promove atividades voluntárias de conscientização sobre a preservação do meio ambiente. O monitoramento dos impactos ambientais é feito de acordo com a regulamentação do setor e de forma contínua, com reportes ao órgão regulador e aos públicos de interesse por meio de relatório anual. Nos capítulos Impacto Social e Engajamento de Comunidades e Biodiversidade e Serviços Ecossistêmicos do RAS 2014, estão descritas mais informações sobre a estratégia e práticas da empresa relativas à gestão de impactos das suas atividades. PÁGINA: 146 de 374

153 7.9 - Outras informações relevantes 7.9. Outras informações relevantes (em milhares de reais, exceto quando indicado) Ressaltamos alguns dos reconhecimentos de nossa posição de destaque no mercado brasileiro de energia elétrica como operador integrado: (i) segundo a ABRADEE (Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica), somos o sétimo grupo econômico privado no Brasil, em termos de energia vendida em 2014; (ii) segundo a ANEEL, por meio de nossos ativos de geração, somos o quarto grupo privado no Brasil, em termos de capacidade instalada em 31 de dezembro de Acreditamos que nossas principais vantagens competitivas são as seguintes: Atuação integrada nos segmentos de distribuição, geração e comercialização Atuamos de forma integrada nos segmentos de distribuição, geração e comercialização de energia elétrica. Nossas distribuidoras e nossa comercializadora, a EDP Comercializadora, atua em áreas economicamente desenvolvidas, com forte concentração de clientes nos segmentos industrial e residencial. A EDP Bandeirante, por exemplo, atua no Estado de São Paulo, o principal centro industrial do Brasil, respondendo por cerca de 32,1% do PIB brasileiro, segundo IBGE em Contas Regionais do Brasil A EDP Escelsa, por sua vez, atua no Estado do Espírito Santo, cuja base econômica diversificada movimenta negócios das cadeias produtivas do petróleo e gás, siderurgia e mineração, celulose e rochas ornamentais. Ativos com concessão e contratos de longo prazo atrelados à inflação Temos parcela significativa de nossas receitas lastreadas em concessões de distribuição e geração de energia elétrica, que são ativos com vida útil elevada e destinam-se a serviços essenciais à sociedade, assegurando assim sua perenidade. Não possuímos concessões a vencer nos próximos anos, de modo que variações de receitas podem decorrer somente das próprias regras e riscos inerentes ao negócio. No caso da distribuição, as receitas são reajustadas anualmente a partir de índices de inflação descontada da produtividade de cada concessão e com revisões de tarifas a cada período de 3 anos (EDP Escelsa) ou 4 anos (EDP Bandeirante) que atualizam as tarifas considerando a evolução dos custos operacionais eficientes e a remuneração do capital. A geração tem o direito à venda da garantia física de suas usinas pelo período estabelecido pelo Poder Concedente, em contratos de longo prazo, que estabelecem a correção dos preços pela variação da inflação. Experiência no desenvolvimento e operação de projetos de geração A experiência internacional do Grupo EDP e a experiência que adquirimos no Brasil no desenvolvimento e na operação de projetos de geração, tais como a Usina Hidrelétrica Luis Eduardo Magalhães (902,5 MW) e a Usina Hidrelétrica Peixe Angical (498,75 MW), nos posiciona de forma estratégica para aproveitar novas oportunidades em projetos de geração. Acreditamos que temos capacidade para formar parcerias estratégicas com empresas relevantes no setor elétrico brasileiro, à semelhança do projeto de Peixe Angical, no qual temos parceria com a sociedade de economia mista Furnas Centrais Elétricas S.A., Porto do Pecém I, em que tínhamos parceria com a ENEVA S.A. (anteriormente denominada MPX Pecém Geração de Energia S.A.), Cachoeira Caldeirão e Santo Antônio do Jarí, no qual temos parceria com a CTG China Three Gorges, e mais recentemente, o projeto São Manoel, no qual temos parceria com Furnas e CTG. Nossa estratégia de investimento em geração de energia busca sempre a participação em projetos por meio do controle acionário e da gestão do projeto ou, em alguns casos, por meio de controle compartilhado em empreendimentos com contratos de venda de energia. Esta estratégia visa à mitigação de eventuais riscos associados à obtenção de licenças e financiamentos, à implantação dos projetos e à gestão dos Epecistas ou os relacionados à operação e à manutenção dos projetos. Estrutura de capital, histórico de pagamento de dividendos e capacidade creditícia PÁGINA: 147 de 374

154 7.9 - Outras informações relevantes Possuímos uma estrutura de capital equilibrada, baixos índices de endividamento e sólida geração de caixa, que reflete a constante evolução de nossa receita operacional, EBITDA e distribuição de dividendos. Entre 2005 e 2014, os proventos por ação (dividendos e juros sobre capital próprio) distribuídos tiveram um crescimento médio anual composto (CAGR) de 3,2%. O saldo de nossa dívida líquida (empréstimos e debêntures de curto e longo prazo menos caixa e equivalentes de caixa) em 30 de junho de 2015 era de R$4.877 milhões, 1,8 vezes nosso EBITDA acumulado em 12 meses de R$2.708 milhões. Possuímos também uma percepção de qualidade de crédito do ponto de vista de agências de rating, mercado de capitais e mercado de dívidas bancárias, uma vez que nossas duas distribuidoras (EDP Bandeirante e EDP Escelsa) e uma de nossas geradoras (Energest) possuem rating de grau de investimento. Em 11 de março de 2015 tivemos a confirmação dos ratings da EDP Bandeirante (, e em 9 de março de 2015 da Energest, ambos pela Moody s, com outlook estável. Já em 2 de junho de 2015, a Moody s confirmou os ratings da EDP Escelsa, em Aa1 e Baa3, em escala local e global, respectivamente, e modificou o outlook de estável para negativo. Na mesma data, a agência rebaixou a nota da holding Energias do Brasil de Aa2 para Aa3, e de Ba1 para Ba2, nas escalas local e global, respectivamente, com perspectiva negativa. Já pela agência Standard & Poor s, nossas distribuidoras obtiveram manutenção dos ratings de crédito, divulgados em 26 de setembro de 2014, nos quais os ratings da EDP Escelsa foram mantidos em AA+ na escala local, com perspectiva estável, e em BB+ em escala global, enquanto que o rating da EDP Bandeirante foi reafirmado em AA+ em escala local, mantendo a perspectiva em estável. Em 2009, obtivemos a concessão de crédito rotativo de longo prazo no montante de R$900 milhões junto ao BNDES, disponível até 2013, para financiar investimentos em imobilizado na distribuição e na geração, algo inédito para o setor até aquele momento. Em 2014 obtivemos nova concessão de crédito no montante de R$568 milhões, dos quais já utilizamos R$392 milhões, disponível até Acreditamos que a nossa estrutura de capital e capacidade creditícia nos diferencia, pois permite que implementemos com risco reduzido nossa estratégia de crescimento, principalmente no segmento de geração. Grupo controlador com vasta experiência no setor elétrico e administração experiente Com base no relatório de contas de 2014 da EDP Energias de Portugal, disponível em seu site, o Grupo EDP tem sólida atuação internacional e vasta experiência nas áreas de geração, distribuição e comercialização de energia. Ainda com base nesse relatório, além de relatórios de analistas de mercado e informações anuais e semestrais das empresas comparáveis, o Grupo EDP é o quarto maior grupo ibérico no setor de energia e um dos maiores grupos privados portugueses (em valor de mercado). O Grupo EDP agrega-nos valor e credibilidade, com um histórico de comprometimento de longo prazo com o Brasil, onde está presente há quase 15 anos. O Grupo EDP diferencia-se por ter uma posição mundial de destaque na energia eólica e políticas sociais e ambientais internacionalmente reconhecidas (a melhor utility no Índice Down Jones de Sustentabilidade em 2014). Adicionalmente, possuímos uma administração com significativa experiência no setor elétrico, altamente focada na gestão eficiente de nossos ativos, redução de custos, criação de valor para nossos acionistas e guiada pelos mais altos padrões de governança corporativa. Estratégia O nosso principal objetivo é criar valor para os acionistas, principalmente por meio do crescimento sustentado nos mercados de geração, distribuição e comercialização de energia elétrica no Brasil. Para alcançar esse objetivo, fundamentamos nossas ações nos seguintes pilares estratégicos: PÁGINA: 148 de 374

155 7.9 - Outras informações relevantes Ampliar a atuação em geração Acreditamos que a área de geração de energia representa um relevante potencial de crescimento no mercado brasileiro e que nossa vasta experiência no desenvolvimento e no gerenciamento de projetos de geração (na data base deste Formulário de Referência possuímos 19 usinas de geração de energia em operação), aliado à nossa capacidade de formar parcerias com outras companhias importantes neste segmento, nos coloca numa posição estratégica para aproveitar oportunidades do setor, inclusive no segmento de energia renováveis. A capacidade de geração instalada do país deverá aumentar nos próximos anos com a geração hidrelétrica, termelétrica e energia renovável. Segundo a EPE, o mercado brasileiro deverá requerer MW de capacidade instalada até 2023 (Fonte: PDE 2023). Acreditamos que as principais oportunidades de crescimento estarão nos seguintes segmentos: a. Segmento de energia hidrelétrica: (i) participação em leilões de novos aproveitamentos hidrelétricos; (ii) desenvolvimento de estudos de viabilidade em andamento, com foco em hidrelétricas de médio porte e PCHs; e (iii) aquisição de ativos de energia hidrelétrica já existentes; b. Segmento de energia termoelétrica: em atendimento às demandas do País de ampliar sua capacidade energética para garantir, de forma segura, o crescimento econômico; e Manter investimentos, foco na eficiência operacional e crescer organicamente no segmento de distribuição. Pretendemos concentrar esforços na manutenção de investimentos no segmento de distribuição de energia elétrica, no sentido de acompanhar o seu crescimento orgânico, na melhoria da eficiência operacional, bem como na sua preparação frente aos próximos ciclos de revisões tarifárias propostos pela ANEEL, garantido a qualidade de serviço prestada aos nossos clientes. Manter forte atuação no segmento de comercialização Estamos ativamente focados na comercialização de energia, como resposta estratégica ao desenvolvimento de um mercado de consumidores livres no Brasil. Pretendemos fidelizar clientes localizados dentro e fora das nossas áreas de distribuição que optem pela condição de clientes livres, fornecendo-lhes energia por meio da EDP Comercializadora, e assessorando-os em soluções às suas necessidades na área energética, agregando valor desta forma, à prestação de nossos serviços. O negócio de comercialização caracteriza-se por ter baixo custo fixo e oferecer oportunidades de geração de lucro nas margens de comercialização. Adicionalmente, o segmento de comercialização pode apresentar oportunidades interessantes de sinergias com o segmento de geração, viabilizando contratos de longo prazo. Com a EDP Comercializadora, garantimos a nossa participação no desenvolvimento desse mercado no Brasil. Práticas de Sustentabilidade A Companhia procura adotar em suas atividades as boas práticas de sustentabilidade indicadas pelos principais padrões de mercado, nacionais e internacionais, como o Índice de Sustentabilidade Empresarial da BM&FBovespa e o Dow Jones Sustainability Index (DJSI) da Bolsa de Nova Iorque, acompanhando as tendências ambientais, sociais e de governança (ESG Environmental, Social and Governance) e se posicionando sobre esses temas. Para além disso, a Companhia estabeleceu e publicou os seus 8 Princípios do Desenvolvimento Sustentável (valor econômico e social, ecoeficiência e proteção ambiental, inovação, integridade e boa governança, transparência e diálogo, capital humano e diversidade, acesso à energia, desenvolvimento social e cidadania) como referência da sua atuação desde 2004, usando-os como guia para a gestão de seu negócio e para a geração de valor compartilhado com seus stakeholders. E é através de sua Política de Inovabilidade, que a empresa se compromete em internalizar esses valores, garantindo assim a perenidade de seu negócio e a satisfação das suas partes interessadas. PÁGINA: 149 de 374

156 8.1 - Descrição do Grupo Econômico 8.1. Descrição do grupo econômico em que se insere a Companhia (a) Controladores diretos e indiretos Acionistas Participação Participação Indireta Direta EDP - Energias de Portugal S.A. 0,00% 51,00% Balwerk Consultadoria Econômica e Participações 0,00% 15,70% Soc. Unipessoal Ltda. Energias de Portugal Investments and Services 0,00% 35,30% Sociedad Ltda EDP Servicios Financieros España, S.A. 0,00% 22,57% * As participações acima descritas têm por base a data deste Formulário de Referência Encontram-se a seguir alguns esclarecimentos adicionais acerca da EDP - Energias de Portugal S.A. ( Energias de Portugal ), Balwerk Consultadoria Econômica e Participações Soc. Unipessoal Ltda. ( Balwerk Consultoria ), Energias de Portugal Investments and Services, Ltd. ( EDP ISSL ) e, EDP Servicios Financieros España, S.A. ("EDP SFE"), sociedades que em conjunto detêm a maioria de nosso capital social: Energias de Portugal: A nossa principal acionista é uma sociedade aberta, constituída sob a forma de uma sociedade anônima de acordo com as leis de Portugal, com sede na cidade de Lisboa, na Praça Marquês de Pombal, 12. Não há acionistas ou grupo de acionistas na Energias de Portugal que possa ser considerado acionista controlador. A maior acionista individual da Energias de Portugal é a China Three Gorges International (Europe), S.A., por força da aquisição, ocorrida em 11 de maio de 2012, de 21,35% (vinte e um vírgula trinta e cinco por cento) das ações anteriormente detidas pela PARPÚBLICA - Participações Públicas, SGPS, S.A., empresa pertencente ao Estado Português, que reúne participações de companhias privatizadas e permaneceu detendo 4,14% (quatro vírgula quatorze por cento) do Capital Social da Energias de Portugal. Balwerk Consultadoria: Trata-se de uma sociedade constituída de acordo com as leis de Portugal, com sede na cidade de Lisboa, na Avenida José Malhoa, lote A - 13, controlada integralmente pela EDP Energias de Portugal, S.A. EDP ISSL: Trata-se de uma sociedade constituída de acordo com as leis das Ilhas Cayman, com sede em George Town, Grand Cayman, na Genesis Trust & Corporate Services Ltd., segundo andar, Compass Centre, P.O. Box 448GT, Ilhas Cayman. O capital da EDP ISSL é detido pela EDP Servicios Financieros España S.A e pela EDP Energias de Portugal S.A., na proporção de 63,93% e 36,07% respectivamente. EDP SFE: Trata-se de sociedade constituída de acordo com as leis da Espanha, com sede na com sede Plaza de la Gesta, 2, Oviedo, controlada integralmente pela EDP Energias de Portugal, S.A. A EDP Energias de Portugal S.A. ( EDP Portugal ), acionista controladora da Companhia, é uma companhia de capital aberto constituída e existente de acordo com as leis de Portugal, cujas ações se encontram admitidas à negociação no mercado de bolsa administrado e operacionalizado pela NYSE Euronext Lisbon (denominado Eurolist by NYSE Euronext Lisbon) desde A EDP Portugal não possui controlador definido, isto é, seu capital é pulverizado. Assim, a EDP não possui controlador indireto. De acordo com o Contrato de Sociedade (Estatuto Social) da EDP Portugal, só podem assistir às reuniões de assembleia geral de acionistas da EDP Portugal os acionistas com direito de voto, sendo que cada ação corresponde a um voto. Adicionalmente, segundo o Contrato de Sociedade da EDP Portugal, não serão considerados os votos emitidos por um acionista, em nome próprio ou como representante de outro, que excedam 25% da totalidade dos votos correspondentes ao capital social. PÁGINA: 150 de 374

157 8.1 - Descrição do Grupo Econômico A administração da EDP Portugal se organiza da seguinte forma:: (i) assembleia geral de acionistas - na qual participam os acionistas da EDP Portugal, sendo nomeadamente responsável pela aprovação dos documentos de prestação de contas, distribuição de dividendos e eleição e destituição dos membros dos demais órgãos da administração da companhia; (ii) conselho geral e de supervisão - responsável pela supervisão, acompanhamento e aconselhamento das atividades da administração da companhia; e (iii) conselho de administração executivo - responsável pela gestão das atividades sociais e pela representação da EDP Portugal perante terceiros. Para mais informações acerca do quadro acionário da EDP - Energias de Portugal S.A., da Balwerk Consultadoria Econômica e Participações Soc. Unipessoal Ltda., da Energias de Portugal Investments and Services Sociedad Ltda - EDP Servicios Financieros España, S.A. ("EDP SFE"), vide itens 15.1 e 15.2 deste Formulário de Referência. (b) Controladas e coligadas Denominação Social (c) Participações de nossa Companhia em sociedades do grupo Exceto pela participação nas controladas e coligadas descrita acima, a Companhia não mantém participação em sociedades do conglomerado EDP. (d) Participações de sociedades do grupo em nossa Companhia Nenhuma outra sociedade do grupo detém participação em nosso capital social. (e) Sociedades sob controle comum Sociedade Participação da Companhia em 30/06/2015 (%) Distribuição Bandeirante Energia S.A. Controlada 100,00 Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. Controlada 100,00 Geração Energest S.A. Controlada 100,00 Costa Rica Energética Ltda. Controlada 51,00 Pantanal Energética Ltda. Controlada 100,00 Santa Fé Energia S.A. Controlada 100,00 Pantanal Paraíso Energética Ltda Controlada 100,00 Lajeado Energia S.A. Controlada 55,86 Investco S.A. Controlada 40,78 Enerpeixe S.A. Controlada 60,00 EDP Renováveis Brasil S.A. Coligada 29,05 Elebrás Projetos S.A. Coligada 14,84 Central Nacional de Energia Eólica S.A. Coligada 14,84 Central Eólica Baixa do Feijão I S.A. Coligada 14,84 Central Eólica Baixa do Feijão II S.A. Coligada 14,84 Central Eólica Baixa do Feijão III S.A. Coligada 14,84 Central Eólica Baixa do Feijão IV S.A. Coligada 14,84 Central Eólica Aventura I S.A. Coligada 14,84 Central Eólica Jaú S.A. Coligada 14,84 Porto do Pecém Geração de Energia S.A. Controlada 100,00 Comercialização EDP Comercialização e Serviços de Energia Ltda. Controlada 100,00 Outras Enercouto S.A. Controlada 100,00 Couto Magalhães Energia S.A. Coligada 49,00% EDP GRID Gestão de Redes Inteligentes de Distribuição S.A. Controlada 100,00 Resende Engenharia e Assessoria Ltda. Controlada 100,00 Denominação Social Sociedade Participação da PÁGINA: 151 de 374

158 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Companhia em 31/12/2014 (%) Porto do Pecém Transportadora de Minérios S.A. Pecém Operação e Manutenção de Unidades de Geração Elétrica S.A. Companhia Energética do Jari - CEJA ECE Participações S.A. Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. Empresa de Energia São Manoel S.A. Mabe Construções e Administração de Projetos Ltda. Comercializadora de equipamentos y materiais Mabe Ltda. (Mabe Chile) Controlada em conjunto Controlada em conjunto Controlada em conjunto Controlada em conjunto Controlada em conjunto Controlada em conjunto Controlada em conjunto Controlada em conjunto 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00 33,334 50,00 50,00 PÁGINA: 152 de 374

159 8.2 - Organograma do Grupo Econômico 8.2. Organograma do grupo econômico da Companhia O organograma a seguir mostra a estrutura societária sintética do conglomerado econômico da Companhia: China Three Gorges International (Europe), S.A. ( CTG Europe ) Oppidum Capital, S.L. Black Rock, Inc. Capital Group Companies, Inc. Ações Próprias Ações Pulverizadas 21,35% 7,19% 5,00% 17,07% 0,60% 48,79% EDP- Energias de Portugal S.A. 36,07% 100% EDP Servicios Financieros España, S.A. 100% 63,93% Balwerk - Consultadoria Economica e Participações, Sociedade Unipessoal, Lda. Energias de Portugal Investments and Services Sociedad Ltda Conselheiros e Diretores Ações em Tesouraria T ROWE PRICE ASSOCIATES INC. Ações Pulverizadas Outros 15,7% 35,3% 0,0% 0,18% 6,83% 42,00% EnerPrev Previdência Complementar EDP Energias do Brasil S.A. Instituto EDP CV 100% CT 55,86% Lajeado Energia CV 50% CT 50% CV 100% CT 100% CV 60% CT 60% CV 100% CT 100% CEJA Energest Enerpeixe Enercouto CV 100% CT 100% ECE Participações CV 49% CT 49% Couto Magalhães CV 100% CT 100% Porto do Pecém CV 50% CT 50% PO&M CV 50% CT 50% CV 50% CT 50% PPTM Mabe CV 99,99% CT 99,99% Mabe Chile CV 100% CT 100% Resende Geração Térmica CV 100% CT 100% Bandeirante CV 100% CT 100% Escelsa Distribuição CV 100% CT 100% EDP Comercialização Comercialização CV 0,00% CT 4,57% Investco CV 73,00% CT 62,39% CV 51% CT 51% Costa Rica CV 100% CT 100% Pantanal Energética CV 100% CT 100% Pantanal Paraíso CV 100% CT 100% Santa Fé Energia CV 50% CT 50% Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. CV 33,334% CT 33,334% Empresa de Energia São Manoel S.A. CV 51% CT 51% Cenaeel CV 51% CT 51% CV 51% CT 51% Elebrás Baixa do Feijão I CV 29,05% CT 29,05% Baixa do Feijão II EDP Renováveis Brasil CV 51% CV 51% CV 51% CV 51% CT 51% CT 51% CT 51% CT 51% Baixa do Feijão III Baixa do Feijão IV JAU CV 100% CT 100% Aventura I CV 100% CT 100% EDP Grid Outros Geração Hídrica Renováveis Legenda CV = Capital Votante (inclui ações detidas por Conselheiros indicados pela EDP) CT = Capital Total Base: PÁGINA: 153 de 374

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